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Semanario de la Energía Repsol alcanza un beneficio neto de 807 millones de euros

El beneficio neto de Repsol en el primer trimestre del año aumentó un 27,3% hasta alcanzar los 807 millones de euros. El resultado neto ajustado ascendió a 532 millones de euros, lo que refleja la buena marcha de los negocios de la compañía.

Al cierre del primer trimestre, Repsol comenzó la explotación comercial del campo Kinteroni, en Perú, que producirá inicialmente cerca de 20.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d) hasta duplicar este volumen en el año 2016.

La compañía continuó con su exitosa actividad exploratoria, que le permitió el pasado año contabilizar una tasa de reemplazo de reservas del 275%, la tasa de reemplazo orgánica más alta de la historia de Repsol y la más alta del sector a nivel mundial en 2013. El margen de refino en el trimestre fue de 3,9 dólares por barril, lo que demuestra la calidad de los activos de Repsol en un entorno caracterizado por el continuo descenso de los márgenes en Europa. Al cierre del periodo, la deuda neta ascendía a 4.722 millones de euros, lo que supone un descenso del 12% respecto al cierre de 2013. Asimismo, Repsol cuenta con un alto nivel de liquidez.

Tras el cierre del trimestre, Repsol vendió el 11,86% del capital de YPF por 1.255 millones de dólares, con una plusvalía estimada antes de impuestos de 622 millones de dólares.

Repsol espera recibir bonos de la República Argentina, como medio de pago de la compensación por la expropiación del 51% de las acciones de YPF e YPF Gas.

Repsol alcanzó en el primer trimestre del año un beneficio neto de 807 millones de euros, con una subida del 27,3%. El resultado neto ajustado, calculado en base a la valoración de los inventarios a coste de reposición (CCS), aumentó un 1,5% y ascendió a 532 millones de euros.

Este resultado se obtuvo en un entorno marcado por el descenso de los precios internacionales de crudo, la interrupción de las operaciones en Libia, la depreciación del euro frente al dólar y el mantenimiento de los márgenes de refino de la compañía frente al deterioro en Europa de dichos márgenes.

Durante el trimestre, la producción de hidrocarburos alcanzó los 342.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d), con cerca de 21.000 bep/d de nueva producción, que compensaron parcialmente la pérdida coyuntural de actividad en Libia y Trinidad y Tobago.

Año 1 - N 11 - Mayo de 2014 5 al 9 de Mayo A finales de marzo, Repsol puso en marcha Kinteroni en Perú, uno de los proyectos clave de su Plan Estratégico 2012-2016, que producirá inicialmente un total cercano a 20.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d) que se esperan duplicar en el año 2016. A esto hay que añadirle la conexión desde febrero de dos nuevos pozos en Sapinhoa (Brasil), que aportan actualmente a la compañía 15.000 bep/d de gran calidad que llegarán a los 45.000 bep/d en 2016.

Con la puesta en marcha de Kinteroni, Repsol ha iniciado la producción en siete de sus diez proyectos clave de crecimiento: Sapinhoa (Brasil), Midcontinent (EE.UU.), AROG (Rusia), Margarita-Huacaya (Bolivia), Lubina y Montanazo (España), Carabobo (Venezuela) y el citado Kinteroni (Perú). La compañía estima que el importante yacimiento de gas Cardón IV, en Venezuela, estará operativo antes de final de año, con lo que se añadirán en 2015 otros 22.000 bep/d a la producción de Repsol, con aumentos a lo largo de los próximos años.

Además, Repsol ha continuado con su exitosa actividad exploratoria, que le permitió contar en 2013 con una tasa de reemplazo de reservas Publicidad

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Sumario N 11 - 5 al 9 de mayo de 2014

1 Repsol alcanza un beneficio neto de 807 millones de euros 2 Los resultados de ABB siguen estables 4 El avance de la energía hidroeléctrica 5 Nuevo Sunny Boy Smart Energy de MA Solar Technology 5 SunEdison interconecta proyectos solares de 117 MW para uso público en el Reino Unido 6 Schneider Electric desarrolla un sistema de gestión energética eficiente en la URJC 6 AziPac Ltd., una nueva empresa de exploración en petróleo y gas de Asia-Pacífico 7 CEPSA inaugura una nueva planta de gas licuado en el municipio gallego de Maside 9 Resultados de la subasta de energía eólica marina en Francia 10 Grupo Nova Energía presenta BioBox 10 Los cambios en la exploración y producción de hidrocarburos están dando lugar a un nuevo escenario geopolítico mundial 11 Red Eléctrica prevé aumentar su beneficio entre el 4% y el 5% en 2014 14 E.ON repite como suministrador eléctrico de CLH 14 El precio de la gasolina mantiene su nivel máximo desde septiembre del año pasado 15 El consumo convencional de gas supera el 88% 16 Zem2All incorpora a Europcar y Hertz 17 Segunda generación de InRow RC de Schneider Electric 17 La bombona de butano se mantiene en 17,5 euros

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del 275%, la tasa orgánica más alta de la historia de la compañía y la más alta del sector en 2013. En los tres primeros meses del año, Repsol obtuvo un sondeo positivo en Gabi-1 (Rusia), con el que suma más de 50 descubrimientos en los últimos ocho años. Dentro de esta actividad, la compañía prevé perforar más de 30 pozos en 2014.

Compensación por YPF

Repsol espera recibir hoy bonos de la República Argentina, como medio de pago de la compensación por la expropiación del 51% de las acciones de YPF e YPF Gas.

Por otro lado, en el día de ayer Repsol anunció la venta a Morgan Stanley el 11,86% del capital de YPF por 1.255 millones de dólares, con una plusvalía estimada antes de impuestos de 622 millones de dólares. z

Los resultados de ABB siguen estables

Los pedidos siguen estables en términos homogéneos, y la tendencia en los de ciclo corto sigue siendo positiva. En lo que respecta al negocio de Downstream, la calidad de los activos de la compañía ha permitido que mantenga su indicador de margen de refino en 3,9 dólares por barril, en un entorno caracterizado por el continuo descenso de los márgenes en Europa. Las importantes inversiones realizadas en las refinerías de Cartagena y Bilbao, que las han convertido en referentes para el sector, han permitido añadir 2,6 dólares por barril a estos márgenes. Por otro lado, la utilización de las unidades de conversión del sistema de refino de Repsol se situó en el 96,9% en línea con el mismo periodo del ejercicio anterior. Del mismo modo, los negocios comerciales, GLP y Marketing, tuvieron un desempeño similar al primer trimestre de 2013, con un incremento del 4% en las ventas del negocio de Marketing España.

Por su parte, en el negocio químico también se incrementaron las ventas, fundamentalmente en la química básica y además, se puso en valor la capacidad tecnológica y de ingeniería de la compañía con la venta a la china Jilin de una licencia para el uso de su tecnología y el proyecto de ingeniería básica con lo que podrán construir una planta de polioles flexibles y dos plantas de polioles poliméricos. Además de proporcionar esta tecnología de vanguardia, Repsol supervisará la construcción de las plantas.

La actividad de Gas&Power de la compañía tuvo un gran comportamiento gracias a la flexibilidad de la planta de Canaport, que quedó fuera de la venta de activos de GNL a Shell. Además, Repsol incrementó su actividad de trading, obteniendo valor adicional con la misma.

En cuanto al Grupo Gas Natural Fenosa, su contribución se mantuvo en línea con el mismo período de 2013. Los menores resultados de generación y distribución eléctrica en España, por la regulación aprobada en julio del año pasado, y en Latinoamérica, por la depreciación del dólar y las monedas locales se compensan en parte con mejores resultados de comercialización de electricidad. Desde el 1 de enero de este año, Gas Natural deja de contabilizarse en las cuentas del Grupo por el método de integración proporcional y pasa a consolidarse por puesta en equivalencia.

Al cierre del periodo, la deuda neta ascendió a 4.722 millones de euros, lo que supone un descenso del 12% respecto al cierre de 2013. Asimismo, Repsol cuenta con un alto nivel de liquidez de 8.900 millones de euros.

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El EBITDA operativo sigue estable, salvo en Power Systems (PS). Importante mejora en el Cash Flow Operativo.

Se puso en marcha el plan “Step change” en PS, para profundizar en la transformación de esta división.

ABB ha anunciado que sus resultados de ventas del primer trimestre de 2014 siguen estables, como consecuencia de su amplia presencia en los sectores industriales de ciclo corto, y de su distribución geográfica bien equilibrada.

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Los pedidos se mantuvieron estables en 10.400 millones de dólares, cerca del nivel del año anterior, a pesar de que la entrada de grandes pedidos de las compañías eléctricas y de las industrias de ciclo largo sigue retrasándose. La facturación alcanzó los 9.500 millones de dólares, subiendo en automatización y bajando en electrotecnia; en este último sector como consecuencia de la cartera más reducida del principio del año, en comparación con la del mismo trimestre de 2013.

El avance de la energía hidroeléctrica

“El agua no es un bien comercial como los demás, sino un patrimonio que hay que proteger, defender y tratar como tal.” Esto demuestra la Directiva-Marco del Agua de la EU como una guía de trabajo para el establecimiento de la política del agua en la Comunidad Europea. Directiva 2000/60/EC del Parlamento y del Consejo Europeo.

RENEXPO® HYDRO, primera feria de la energía hidroeléctrica en Austria, Alemania, Suiza y Tirol del Sur se llevará a cabo entre 27-29 de noviembre 2014 por sexta vez en el Messezentrum Salzburg. Con más de 100 expositores y 1,750 visitantes especializados de más de 10 países, el evento se ha convertido en el líder del mercado para el centro de Europa. El evento tiene como objetivo participar en el futuro de la energía para hacerla innovadora, ecológica, accesible y segura.

El margen EBITDA operativo subió en Low Voltage Products y Process Automation, y se mantuvo estable en Power Products y Discrete Automation and Motion, excluyendo el impacto desfavorable esperado de la adquisición de Power-One. El EBITDA operativo y el margen se vieron adversamente afectados por los débiles resultados operativos en Power Systems, y por los cambios que afectaron fundamentalmente a los grandes proyectos de ingeniería y construcción (EPC) en parques eólicos marinos y plantas solares, lo que trajo como consecuencia pérdidas en PS durante este trimestre. El Cash Flow operativo mejoró en el trimestre a pesar del deterioro en Power Systems.

Ulrich Spiesshofer, CEO de ABB, ha declarado: “Seguimos avanzando en las cuatro divisiones que en conjunto han conseguido un aumento en los pedidos de ciclo corto, el mantenimiento de los beneficios, y un aumento del Cash Flow en el primer trimestre. Lo principal de este trimestre ha sido el fuerte crecimiento de los pedidos y de la generación de efectivo en Discrete Automation and Motion, y el mantenimiento de la facturación en Low Voltage Products. Power Products mantuvo sus niveles de rentabilidad, y el margen EBITDA operativo en Process Automation alcanzó niveles récord. Con la desinversión del negocio HVAC de Thomas & Betts, y el de Power-One Power Solutions que anunciamos ayer, estamos avanzando en nuestro plan de saneamiento del portafolio.

Estamos descontentos con el bajo rendimiento continuado de Power Systems, y estamos llevando a cabo un plan de acciones riguroso para ir mucho más allá del anteriormente anunciado reajuste. Tras una revisión en profundidad, la nueva dirección ha puesto en marcha un plan ‘step change’ y ha tomado ya varias acciones correctoras, entre ellas, dejar de ofertar en proyectos solares EPC y más cambios en la dirección. La transformación de PS llevará más tiempo del inicialmente esperado, pero confiamos en que el resultado final será una división fuerte y competitiva.

De ahora en adelante, nuestras aspiraciones en 2014 son mantener los buenos resultados de cuatro de nuestras cinco divisiones, e impulsar el cambio en PS. Al mismo tiempo, nuestro equipo de dirección está haciendo buenos progresos con el plan estratégico a largo plazo. Esperamos poder presentarlo en nuestro ‘capital markets day’ de septiembre” z

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La feria RENEXPO® HYDRO promueve un diálogo intenso sobre la dinámica de protección de la energía hidroeléctrica clave y su uso responsable presentando las innovaciones técnicas de sus expositores, ofreciendo conferencias pertinentes de gran importancia y facilita discusiones abiertas en los últimos descubrimientos sobre el desarrollo sostenible y ecológico de nuestros diversos recursos hídricos. Sólo el uso sostenible del agua puede garantizar la disponibilidad de los recursos hídricos vitales para largo plazo.

La conferencia RENEXPO® HYDRO ofrece a los desarrolladores, planificadores, directores de proyectos, inversores, las comunidades locales, proveedores de energía, instituciones de investigación y representantes de la política y comerciales, una plataforma única para presentar nuevas ideas, para un cambio de experiencias y conocimientos y adquirir nuevos contactos en los dos días del evento. El programa del congreso incluye la organización de delegaciones para los especialistas.

Asociaciones, socios de los medios, universidades ( entre ellas la Universidad de Tecnología de Viena y la Universidad de Tecnología de Graz) y las empresas de ingeniería de Austria, Alemania, Suiza e Italia (Tirol del Sur), Salzburgo y la Cámara de Comercio del Salzburgo están involucrados activamente en el diseño y ejecución del evento.

La feria tratara temas sobre la sostenibilidad ecológica de la energía hidroeléctrica, centrándose en la forma de evitar el uso de todo el ancho de los ríos y arroyos, con el fin de producir energía mediante la aplicación del objetivo de la Directiva-Marco del Agua de la UE por la “promo-


Semanario ción del uso sostenible del agua basado en la protección a largo plazo de los recursos hídricos disponibles.” (WFD Art. 1, lit b). La viabilidad técnica y el know-how ecológico ya están disponibles, como ya se señaló en los numerosos proyectos exitosos. z

Nuevo Sunny Boy Smart Energy de MA Solar Technology

SMA Solar Technology lanza el nuevo Sunny Boy Smart Energy en el mercado alemán. El primer inversor fotovoltaico para montaje mural de producción en serie con batería integrada de iones de litio ya está disponible para su entrega. Este innovador producto galardonado en la feria Intersolar 2013 es en la actualidad la solución de almacenamiento más sencilla para las aplicaciones fotovoltaicas típicas del hogar y también se puede utilizar como parte de la solución de almacenamiento SMA Integrated Storage System.

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acumulador es perfectamente viable y, además, es asequible.”, afirma Thomas Thierschmidt. Componentes clave del SMA Integrated Storage System

El Sunny Boy Smart Energy, disponible en los niveles de potencia 3,6 y 5 kW, es, junto con el Sunny Home Manager, uno de los componentes clave del SMA Integrated Storage System. Como primer inversor fotovoltaico para montaje mural de producción en gran serie con batería integrada de iones de litio, el producto innovador galardonado en la feria Intersolar 2013 es, a fecha de hoy, la solución de almacenamiento más sencilla para las aplicaciones fotovoltaicas típicas del hogar. Para una mayor independencia, para la transición energética

El equipo no solo permite una mayor independencia dentro de la gestión inteligente de la energía de SMA Smart Home, sino que gracias a su función de almacenamiento está perfectamente adaptado a las exigencias de la transición energética. El gestor de productos Thomas Thierschmidt añade: “La red inteligente (smart grid) del futuro para un suministro de corriente descentralizado y renovable pasa obligatoriamente por los sistemas de almacenamiento eléctrico. Para alcanzar rápidamente en la red una capacidad de almacenamiento relevante para el sistema, se necesita un producto en serie fácil de instalar y asequible. En este sentido el Sunny Boy Smart Energy contribuye a la transición energética como ningún otro equipo”. z

SunEdison interconecta proyectos solares de 117 MW para uso público en el Reino Unido Aprovechar más la energía solar

Gracias al Sunny Boy Smart Energy, los operadores de instalación pueden seguir utilizando la energía solar incluso después del ocaso. La batería integrada, con una capacidad de unos dos kilovatios-hora, permite almacenar la electricidad fotovoltaica que no se está utilizando en el hogar para un momento posterior. Esto aumenta el autoconsumo desde el punto de vista ecológico y financiero y, a la vez, permite una mayor independencia respecto a los precios al alza de la energía. “Combinado con el Sunny Home Manager, las cuotas autárquicas del 50% de media anual no son una excepción. En la actualidad la mayoría de nuestras plantas de ensayo solo necesitan corriente de red durante unas pocas horas durante la noche”, explica el gestor de productos Thomas Thierschmidt.

SunEdison, un fabricante de tecnología solar y proveedor de servicios de energía solar, ha anunciado hoy que ha completado la construcción de una cartera de 117 MW (megavatios) DC (corriente directa) de plantas de energía solar fotovoltaicas (PV) para uso público en el Reino Unido. La cartera está formada por ocho plantas de energía solar independientes.

“Acabamos de entrar en el mercado solar del Reino Unido este año y ya hemos interconectado ocho plantas”, dijo José Pérez, director general de SunEdison para Europa, África y Latinoamérica. “Esta es una prueba de nuestra capacidad para entrar en un nuevo mercado y ejecutar eficientePublicidad

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Capacidad óptima de la batería

La batería integrada de iones de litio del Sunny Boy Smart Energy cuenta con la certificación VDE y tiene una capacidad de uso de unos dos kilovatios-hora, un valor decisivo, porque permite rentabilizar al máximo el modo de funcionamiento: cuando la optimización del autoconsumo se estanca con una capacidad de almacenamiento progresiva, se reduce el grado de utilización del almacenamiento. Además, la batería contribuye a la utilización prácticamente total de la energía fotovoltaica generada también con limitación de la potencia activa. “Nuestra amplia experiencia con sistemas de almacenamiento lo confirma una y otra vez: el pequeño

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mente proyectos que se añaden a la línea de la compañía. Atribuimos gran parte de nuestro éxito a nuestra capacidad para encontrar vendedores locales altamente cualificados para asociarnos con ellos. Ofrecemos experiencia localizada mientras ayudamos a apoyar el mercado del empleo local”.

SunEdison firmó recientemente un acuerdo de compra de energía (PPA) de 15 años con Statkraft, un comprador líder de electricidad generada de forma independiente en el Reino Unido. Dentro de las condiciones del PPA, Statkraft adquirirá la energía renovable generada por la cartera de 88 MW DC de SunEdison de seis plantas de energía solar fotovoltaica para uso público en construcción en el Reino Unido. z

Schneider Electric desarrolla un sistema de gestión energética eficiente en la URJC

Schneider Electric ha desarrollado un proyecto de gestión energética eficiente en el campus de Móstoles de la Universidad Rey Juan Carlos (URJC). La compañía ha instalado un Sistema de Gestión Energética de Edificios en todas las instalaciones del campus universitario, de 44 hectáreas de extensión.

La solución desarrollada por Schneider Electric consiste en la instalación de 18 equipos de medida repartidos en 13 edificios del campus y la implementación de un sistema remoto de gestión de la energía multifuncional y multiusuario. Gracias a esta solución, el equipo de mantenimiento de la URJC puede disponer de todos los datos técnicos procedentes de las centrales de medida en tiempo real para, de esta manera, poder tomar las decisiones más adecuadas. El sistema permite, además, almacenar todos los registros efectuados, permitiendo a los gestores energéticos disponer de información de tendencias de consumo, comparativas respecto a líneas base, seguimiento de los Indicadores de Rendimiento Energético, etc.

En esta primera fase, la plataforma de gestión energética desarrollada por Schneider Electric abarca únicamente las instalaciones del campus de Móstoles de la URJC, sin embargo, cabe subrayar que se trata de un sistema escalable, por lo que en un futuro se podrán integrar los datos obtenidos por otros equipos de medida y supervisión energética que se instalen tanto en el campus de Móstoles como en el resto de campus de la universidad.

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Se trata, además, de un proyecto pionero en España por la integración de dos vertientes diferenciadas: por un lado, la mejora de la eficiencia energética de las instalaciones universitarias y, por otro lado, la incorporación del propio proyecto en el itinerario formativo de los estudiantes. En este sentido, la plataforma de gestión energética permite disponer de un nivel de acceso adaptado a finalidades educativas, haciendo extensivo el uso de los datos energéticos a alumnos y profesores como una nueva herramienta de aprendizaje de gran utilidad para completar los contenidos del temario pedagógico y prácticas de laboratorio.

Este proyecto, junto a otras acciones en eficiencia energética llevadas a cabo en paralelo, es un reflejo del compromiso de la URJC con el Campus de Excelencia Internacional "Energía Inteligente". Éste supone la puesta en marcha de un proyecto compartido por siete entidades españolas de prestigio, liderado por la Universidad Rey Juan Carlos, y comprometido con un importante reto de la sociedad en la actualidad: el uso racional de la energía mediante el diseño de infraestructuras más eficientes. z

AziPac Ltd., una nueva empresa de exploración en petróleo y gas de Asia-Pacífico

AziPac Ltd. es una compañía de exploración y producción de reciente creación que se dedica a la exploración de petróleo y gas en las cuencas marítimas costa afuera de la región Asia-Pacífico y la Bahía de Bengala. AziPac cuenta con el respaldo de Seacrest Capital Group, el inversionista en energía global. AziPac tendrá su sede en Singapur. Cartera

Al momento de su lanzamiento, AziPac ha obtenido una serie de licencias de exploración para las regiones costa afuera del Sudeste Asiático y la Bahía de Bengala. Se divulgarán más detalles de la cartera de licencias original tras la aprobación definitiva de entes reguladores en cada uno de los países pertinentes. AziPac ha constituido una carpeta significativa de oportunidades de exploración atractivas en toda la región.


Semanario Recursos Técnicos y de Administración

AziPac se incorpora a una creciente cartera de empresas regionales establecidas por Azimuth Group (“Azimuth”) con el respaldo de Seacrest Capital Group, el inversionista en energía global. Azimuth posee activos de exploración costa afuera de Asia-Pacífico, Irlanda, Noruega, el Reino Unido y Namibia. Azimuth tiene un equipo de treinta profesionales de la industria petrolera con un historial probado en hallazgo de depósitos de hidrocarburo significativos costa afuera, incluida la región Asia-Pacífico. El equipo ha participado en más de 100 descubrimientos de petróleo y gas en el globo. AziPac, al igual que las otras empresas de exploración de Azimuth, utilizarán esta fuente de recursos compartida de profesionales de talla mundial, así como datos sísmicos de primera línea, para optimizar oportunidades de exploración y disminuir el riesgo de activos en la región Asia-Pacífico.

Azimuth Group es administrado y respaldado por Seacrest Capital Group, un importante inversionista en energía global.

David Sturt, Director de AziPac, comentó:“Las regiones costa afuera de Asia-Pacífico y la Bahía de Bengala están experimentando el resurgimiento de la exploración en busca de nuevas reservas de petróleo y gas. Esta actividad es motivada por emocionantes nuevos descubrimientos, nuevas rondas de licenciamiento, nuevos actores corporativos en la industria y, lo más importante, el potencial de traer nuevas tecnologías para generar nuevas áreas de exploración maduras. AziPac has sido establecida con una cartera original de activos de exploración de talla mundial, y cuenta con un buen apoyo del Azimuth Group, que incluye a profesionales con capacidad probada para descubrir depósitos de hidrocarburo significativos en la región. Pretendemos hacer crecer rápidamente la compañía, valiéndonos de la tecnología y considerando exploración innovadora, para develar valor en cuencas de petróleo y gas tradicionales y nuevas costa afuera de Asia”. z

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CEPSA inaugura una nueva planta de gas licuado en el municipio gallego de Maside

Con una inversión de más de 4,5 millones de euros, la nueva planta responde a las nuevas necesidades de almacenamiento y suministro de gas licuado del petróleo (GLP) de CEPSA derivadas de su crecimiento en la zona Noroeste de España. CEPSA ha inaugurado una nueva planta de almacenamiento, envasado y trasvase GLP (butano y propano) en el municipio de Maside (Ourense), que lleva en funcionamiento desde el pasado mes de enero. Con una inversión superior a los 4,5 millones de euros, inicialmente la planta prestará servicio a las comunidades autónomas de Galicia, Asturias y Castilla y León y podrá generar hasta 25 puestos de trabajo directos.

A la inauguración oficial han asistido, entre otros invitados, D. Rosendo Fernández, Vicepresidente de la Diputación de Ourense, D. Celso Fernández, Alcalde-Presidente del Concello de Maside y D. Rogelio Martínez, Delegado Territorial de La Xunta de Galicia en Ourense.

En la reunión asistieron: D. Rosendo Fernández, Vicepresidente de la Diputación de Ourense, D. Iñigo Díaz de Espada, Director General de CEPSA Comercial Petróleo, D. Rogelio Martínez, Delegado Territorial de La Xunta de Galicia en Ourense y D. Celso Fernández, AlcaldePresidente del Concello de Maside y D. Rogelio Martínez, Delegado Territorial de La Xunta de Galicia en Ourense.

Todos los asistentes pudieron conocer de primera mano los avances tecnológicos e innovaciones con los que cuenta la nueva planta de gas

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licuado del petróleo, así como los resultados de las obras realizadas para su acondicionamiento y puesta en marcha.

El Alcalde-Presidente del Concello de Maside ha destacado: “Que una empresa como CEPSA haya decidido implantarse en Maside es una clara consecuencia de la ubicación estratégica de nuestro territorio municipal en el mapa de las comunicaciones y estamos muy satisfechos por la creación de empleo local que supone”.

botellas por hora, y otra línea de llenado de botellas industriales con una capacidad de 70 botellas por hora. Asimismo, dispone de un punto de carga y descarga de vehículos cisterna, tanto de entrada como de salida. Y en una próxima fase de desarrollo se contempla el suministro primario por ferrocarril lo que optimizará la distribución de producto en toda su zona de influencia.

D. Rosendo Fernández, Vicepresidente de la Diputación de Ourense declaró que “estamos haciendo presente y futuro, estamos viviendo el presente para construir futuro a través de las nuevas tecnologías e innovación. Por eso, gracias a todos los que han participado en este proyecto”.

Por parte de CEPSA Gas, D. Iñigo Díaz de Espada, Director General de CEPSA Comercial Petróleo ha subrayado “Con la nueva planta de Maside estamos preparados para acometer nuestros planes de crecimiento en el noroeste de la Península. La nueva planta es fruto de nuestra apuesta por el mercado gallego y de la estrecha colaboración de CEPSA con las instituciones local, provincial y autonómica, que en todo momento nos han mostrado su apoyo”.

Crecimiento de CEPSA Gas en la zona Noroeste

La planta de CEPSA Gas en Maside responde a las nuevas necesidades de almacenamiento y suministro de gas licuado del petróleo (GLP) de CEPSA derivadas del crecimiento de la Compañía en la zona Noroeste de España, a la vez que permitirá a CEPSA Gas una importante optimización en el abastecimiento. La planta dispone de dos equipos de llenado de botellas. Una línea de llenado de botellas domésticas con una capacidad de producción de 350

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Con una previsión de llenado de un millón de botellas anuales, unas 1.400 toneladas de venta a granel, la planta se convertirá en una de las principales instalaciones de la Compañía en la zona.

El proyecto ha contemplado el aprovechamiento de las instalaciones de Adif, además de otras ampliaciones. En este sentido, CEPSA ha rehabilitado completamente el antiguo edificio de viajeros, destinado ahora a oficinas y vestuarios, respetando su aspecto externo y adecuando las construcciones adyacentes a dicha apariencia.


Semanario CEPSA GAS es la unidad de negocio encargada de asegurar el aprovisionamiento de diversos productos tales como el propano, el butano o gas natural. Tiene una previsión de suministrar más de 275.200 toneladas de GLP, de las cuales 94.500 toneladas se prevé que sean a granel y el resto en más de 14 millones de envases. z

Resultados de la subasta de energía eólica marina en Francia

Tras una subasta nacional, el Estado francés ha seleccionado al grupo formado por GDF SUEZ, EDP Renováveis, Neoen Marine y AREVA para la instalación y explotación de parques eólicos marinos en las zonas de Tréport (Alta Normandía – 500 MW) y en las islas de Yeu y Noirmoutier (Países del Loira – 500 MW).

Desarrollo en el nuevo centro de AREVA en Rouen (casi un centenar de empleos) 2015-2017: selección gradual de los proveedores, concretamente de las obras de cimentación, subestaciones eléctricas y servicios de instalación y de mantenimiento de los parques eólicos. 2018: inicio de la fabricación de los aerogeneradores AREVA, con una capacidad de 8 MW, en El Havre 2019-2021: construcción de los parques eólicos en las dos zonas. 2021: puesta en marcha. La explotación y mantenimiento para el parque eólico de Tréport estarán garantizados desde los puertos de Dieppe y Tréport y, para el parque de las islas de Yeu y Noirmoutier, desde los puertos de Herbaudière y PortJoinville. z

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Los socios celebran esta decisión, que pone de manifiesto la calidad de los proyectos, su competitividad y su dimensión medioambiental, así como la experiencia y saber hacer del grupo —que ya participa en 25 parques eólicos marinos— además del diálogo llevado a cabo en las distintas regiones. El éxito de estas ofertas, creadas en colaboración con agentes locales, refuerza la aparición de una filial industrial francesa de energía eólica marina que generará actividad y puestos de trabajo en territorio francés y sentará las bases de su desarrollo internacional.

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EDP Renováveis y Neoen Marine han constituido dos sociedades locales, una en Rouen («Les Eoliennes en mer de Dieppe-Le Tréport») y la otra en Nantes («Les Eoliennes en mer de Vendée»), además de reunir a un equipo específico para el proyecto.

La instalación de los dos parques eólicos generará casi 6.000 puestos de trabajo directos e indirectos. Numerosas empresas locales participarán en la fabricación e instalación de los componentes de los parques eólicos, en el Gran Oeste francés (Países del Loira, Bretaña, Alta Normandía y Baja Normandía) así como en Picardía y en Norte-Paso de Calais.

La elección del nuevo modelo de aerogenerador AREVA de 8 MW permitirá incrementar la productividad y mejorar el rendimiento de los parques, con una reducción del 40% del número de turbinas, así como una actividad más compatible con la pesca. Asimismo, este tipo de aerogenerador reduce el tiempo de construcción y optimiza el mantenimiento de los parques eólicos. Siguientes etapas

2014-2015: lanzamiento de estudios técnicos y económicos, estudios de caracterización de los suelos y estudios medioambientales pormenorizados 2014: inicio de las labores de Investigación y

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Grupo Nova Energía presenta BioBox

BioBox es la solución perfecta plug-n-play de una sala de calderas de biomasa y su silo. Permite al cliente disponer de energía térmica ecológica y económica en menos de 48 horas, sin necesidad de obra civil ni costosos permisos. Y si se requiere se puede trasladar a otra ubicación con facilidad. Grupo Nova Energía, celebra sus más de 2000 equipos vendidos con el lanzamiento del mayor catálogo de cabinas energéticas de Europa. Se trata de un amplio abanico de soluciones de diferentes potencias, para diferentes biomasas con la opción de contenedor metálico o de hormigón armado impermeabilizado.

Esteve Pous, gerente de BPR Energies, ha colaborado con este proyecto aportando sus más de 10 de experiencia en el sector: “Estamos muy orgullosos de haber participado en este proyecto, creemos que va a ser un producto revolucionario en el mercado de la biomasa.”

Para cubrir todas las necesidades, se han creado dos categorías de producto: La BioBox metálica, una solución rápida y económica, fabricada en acero de alta resistencia, que ofrece una excelente relación calidadprecio. Y la BioBox Plus, fabricada en hormigón armado impermeabilizado que garantiza un excelente aislamiento y la inexistencia de humedades, para una larga vida útil libre de mantenimiento.

Todas las BioBox incluyen la sala de calderas completa, con los mejores equipos del mercado, el volumen total de inercia necesario para su buen funcionamiento y la instalación eléctrica e hidráulica completa, para que los usuarios no tengan que preocuparse por nada.

BioBox dispone de varias opciones para una perfecta integración arquitectónica, consiguiendo que la cabina no solamente sea funcional sino que además sea un elemento decorativo. Las BioBox disponen de múltiples acabados: recubrimiento de madera, acabado metálico, acabado en pintura de alta resistencia, cubierta ajardinada, placas solares, entre otras muchas opciones personalizables.

La BioBox es una solución ideal para ESEs, geriátricos, hostales, hoteles, instalaciones municipales, invernaderos e industria pero también para uso doméstico y, en general, en todas las instalaciones donde no hay espacio en el edificio existente para una sala de calderas y/o silo. Igualmente, es una solución ideal para ESEs ya que les permite la relocalización de la BioBox en caso de necesidad.

Las BioBox son telegestionables mediante la aplicación Mi Equipo de Grupo Nova Energía. Gracias a esta aplicación, tanto clientes como servicio técnico, acceden al Pasaporte Digital de la BioBox donde pueden consultar todos los datos técnicos, historial o planificación de mantenimiento, así como disponer de línea directa con un técnico especializado o acceder a la mayor comunidad de usuarios de biomasa, además también permite contratar los servicios técnicos en línea o telegestionar los equipos. z

Las cabinas BioBox son soluciones llaves en mano que permiten externalizar la sala de calderas y silo de almacenamiento de biomasa, consiguiendo así facilitar la instalación de sistemas de biomasa en cualquier instalación, ahorrando espacio y evitando costosas obras. El fabricante recomienda realizar un bypass y conservar la instalación existente para su uso en paralelo o como backup.

Gracias a su revolucionaria concepción las BioBox se entregan en módulos premontados metálicos o de hormigón armado y su facilidad de montaje permite realizar la puesta en marcha en menos de 48 horas. Asimismo, se pueden retirar en cualquier momento para su recolocación.

Existen diferentes modelos diseñados para funcionar con leña, astillas, pellets y hueso de aceituna, todos adaptados a los múltiples sistemas de llenado disponibles: compuerta superior, bocas de carga neumática, tolva de descarga con sinfín, etc.

“Este catálogo con 63 modelos es fruto de más de 5 años de trabajo. Lo primero fue seleccionar equipos fiables, robustos, que permiteran funcionar con las biomasas presentes en la Península. Además, para nosotros, la disposición del sistema de recirculación de humos en los equipos es imprescindible para su buen funcionamiento por ese motivo seleccionamos las calderas del fabricante austríaco Froling.” comenta David Poveda, gerente de Grupo Nova Energía.

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Los cambios en la exploración y producción de hidrocarburos están dando lugar a un nuevo escenario geopolítico mundia

Los cambios en la exploración y producción de hidrocarburos están dando lugar a un nuevo escenario geopolítico mundial. Esta es la principal conclusión de la jornada celebrada en Enerclub, y que llevaba por título: “El siguiente paso en la revolución no convencional. Hacia un nuevo equilibrio en Norteamérica y oportunidades y desafíos en el resto del mundo”.

La jornada ha abordado las claves de estas transformaciones energéticas y su impacto en la economía mundial. En relación a España, Antonio Martín, presidente de la Asociación de Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo (ACIEP), ha señalado en su intervención que “España debe abordar estos desafíos con liderazgo, fortaleciendo nuestra posición política en el contexto internacional. Es hora de cambiar nuestra historia económica y para ello necesitaremos voluntad política, seguridad jurídica, lo mejor de nuestros profesionales y un diálogo constante con la sociedad”.


Semanario En este sentido, recordó que en España “hay empresas dispuestas a invertir entre 700 y 1.000 millones de euros en la fase de exploración” ante las “expectativas positivas de hallar hidrocarburos en nuestro subsuelo”. Los efectos positivos del desarrollo de esta actividad serían “múltiples”, ya que “favorecería el desarrollo económico, siendo en un escenario base el impacto superior al 4% del PIB, se contaría con la creación de más de 260.000 empleos y contribuiría positivamente a nuestra balanza comercial en unos 40.000 millones de €”, tal y como se recoge en el informe desarrollado por Deloitte, presentado en marzo de este año, sobre los beneficios económicos de esta actividad”.

Por otro lado, Antonio Martín adelantó que la Exploración y Producción de Hidrocarburos “permitiría ganar peso en el contexto internacional”, en un momento en el que “las cosas han cambiado sustancialmente, sobre todo por el desarrollo de los hidrocarburos en Estados Unidos, y por la crisis de Ucrania y Rusia, que nos hace replantearnos la estrategia gasista en Europa”. Una actividad muy regulada y segura

En relación a las técnicas no convencionales y el marco regulatorio, Martín aseguró que “la E&P se realiza en España bajo los estándares más exigentes de las normativas de seguridad y protección al medio ambiente que aparecen implementadas en las leyes europeas UE (Directivas y Reglamentos)”. Sobre la fracturación hidráulica, señaló que se trata de una técnica probada y segura, que se utiliza desde hace 60 años en el mundo, y que “tanto en fase de exploración o de producción, está sujeta a evaluación de impacto ambiental”, que es el grado de protección más garantista con el medio ambiente establecido en la legislación española. z

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Red Eléctrica prevé aumentar su beneficio entre el 4% y el 5% en 2014

En 2013, invirtió en la red de transporte 564 millones de euros, lo que supuso la puesta en servicio de 776 km de circuitos de nuevas líneas y 162 posiciones de subestación. La nueva estructura retributiva del Consejo elimina la retribución variable y se congela la cuantía global respecto a la de 2013.

Con los nuevos nombramientos, el 50% de los consejeros externos son mujeres.

Red Eléctrica prevé aumentar su beneficio entre un 4% y un 5% en el año 2014, con unas inversiones anuales por encima de los 500 millones de euros, según ha afirmado el presidente de la compañía, José Folgado, en un encuentro informativo previo a la Junta General de Accionistas que se celebrará mañana en Madrid.

La empresa, que obtuvo un beneficio neto en 2013 de 529 millones de euros, con un incremento interanual del 7,5%, invirtió el pasado año en la red de transporte 564 millones de euros, lo que supuso la puesta en servicio de 776 km de circuitos de nuevas líneas y 162 posiciones de subestación, incrementándose la capacidad de transformación en 2.525 MVA. En la Junta General de Accionistas, el Consejo de Administración de la Compañía propondrá, entre otros puntos, una nueva estructura retributiva que elimina la retribución variable, así como la congelación de la cuantía global de la retribución del Consejo respecto al año 2013. Publicidad

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Además, propone el nombramiento de Socorro Fernández Larrea y Antonio Gómez Ciria como consejeros independientes. Con estos nombramientos, el 50% de los consejeros externos son mujeres.

La cifra de negocio de la empresa ha alcanzado los 1.822,6 millones de euros en términos recurrentes, de los que un 95% procede del transporte de energía eléctrica. El Resultado bruto de explotación (EBITDA) en términos homogéneos ha ascendido a 1.369 millones de euros, lo que supone un crecimiento del 5,9% sobre el año anterior. El Resultado neto de explotación (EBIT) en términos homogéneos presenta un incremento del 7,5%, mientras que el Resultado del ejercicio se ha elevado un 8,8%.

El presidente ha aclarado que la cuenta de resultados ha estado impactada por distintos hechos extraordinarios ocurridos durante los ejercicios 2012 y 2013, de modo que el resultado contable del ejercicio ha crecido a una tasa del 7,5%, alcanzando la cifra de 529 millones de euros. Respecto a los resultados del primer trimestre de 2014, presentados el pasado 30 de abril, ha resaltado el crecimiento del 6% en el resultado neto.

Desde el punto de vista de la evolución del balance, el presidente ha destacado la fuerte generación de caja, así como el comportamiento altamente positivo del capital circulante, lo que ha mejorado tanto el saldo de la deuda como su coste medio, que se ha situado en el 3,8%.

José Folgado ha presentado los resultados de la compañía del año 2013, así como los objetivos financieros para el año 2014, además de explicar los avances en materia de responsabilidad corporativa y buen gobierno, y de analizar los principales retos de futuro para el sector en Europa y en España, y para Red Eléctrica en particular. El presidente ha ligado la situación de la compañía al contexto económico en el que desarrolla su actividad y a la profunda reforma regulatoria del sector eléctrico llevada a cabo por el Gobierno.

Reforma eléctrica

Folgado habló de la importancia de la reforma eléctrica, “necesaria para eliminar el desajuste estructural entre los ingresos y los costes regulados del sistema, comúnmente conocido como déficit de tarifa, y para dotar al sector de un nuevo marco normativo más transparente, estable y predecible para el desarrollo de las actividades eléctricas”. Se refirió fundamentalmente al Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, que determina la metodología transitoria para el cálculo de retribución de la actividad de transporte para el segundo semestre de 2013 y para 2014 y el Real Decreto 1047/2013 que desarrolla la metodología de la retribución del transporte.

El presidente explicó que la tarifa para REE publicada el pasado 1 de febrero en Orden Ministerial, de acuerdo con lo establecido en esta normativa, ha fijado la retribución de transporte para 2014 en 1.622 millones de euros. Sólidos resultados económicos en 2013

Respecto a los resultados del año, Folgado ha explicado que aun en un contexto económico y energético complicado, Red Eléctrica ha sabido reaccionar, mostrando unos sólidos resultados económicos, lo que adquiere especial valor si tenemos en cuenta que la compañía ha soportado un recorte en los ingresos y diferimiento de los mismos por valor de 500 millones de euros en los últimos dos años.

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En lo que respecta a la evolución bursátil, el año 2013 ha sido positivo. Red Eléctrica ha vuelto a batir por cuarto año consecutivo al IBEX con una subida en su cotización del 30%. En el último trimestre del año, el precio se situó en máximos históricos, con un 48,295 euros/acción, tras la publicación del Real Decreto 1047/2013. Interconexiones e islas

En el año 2013, el esfuerzo inversor ha continuado centrándose en el refuerzo de la red de transporte y en el desarrollo de las conexiones internacionales, lo que mejora la calidad y seguridad de suministro, ayuda a integrar las energías renovables y proporciona un funcionamiento eficiente y en competencia del mercado eléctrico.

El presidente ha destacado la puesta en servicio de gran parte del eje Almaraz-Guillena que permite asegurar la calidad de suministro en las Comunidades Autónomas de Extremadura y Andalucía; el eje Guillena–Puebla de Guzmán, que, junto con la anterior línea, permitirá una conexión más sólida con Portugal y, en el norte, el eje Grado-Salas, que forma parte de un proyecto más amplio de cierre del eje de la cornisa cantábrica y que permitirá la evacuación de la energía eólica de Galicia y Asturias hacia zonas de elevado consumo y deficitarias, como el País Vasco y Cantabria. Publicidad

Pulsar para más información


Semanario Por otra parte, Folgado ha anunciado que la puesta en servicio de la nueva interconexión con Francia a través de Cataluña está prevista para finales de 2014. Con una inversión total de 700 millones de euros, cofinanciados al 50% con el país vecino y con el apoyo del Banco Europeo de Inversiones, esta interconexión supondrá la primera interconexión con la red europea que se pone en servicio desde hace 30 años y permitirá duplicar la actual capacidad de intercambio hasta llegar a los 2.800 MW. Además, se está estudiando en el horizonte del 2020 un nuevo proyecto de interconexión submarina con Francia desde el País Vasco, a través del Golfo de Vizcaya, que a finales de 2013 ha sido incluido en la lista de Proyectos de Interés Común (PIC) publicada por la Comisión Europea.

Uno de los proyectos más destacados es la interconexión submarina Mallorca–Ibiza, que unirá los dos subsistemas eléctricos existentes actualmente en Baleares: Mallorca–Menorca e Ibiza–Formentera y reforzará el proceso de integración eléctrica de las Islas Baleares con el sistema peninsular, iniciado con la interconexión Península-Mallorca, cuya puesta en servicio ha supuesto una mejora sustancial de la calidad y seguridad del suministro eléctrico en las islas de Mallorca y Menorca. En 2013, la energía transferida desde la Península a través de este enlace ha cubierto el 22% de la demanda de Baleares, llegando a alcanzar picos del 35% del consumo horario. Esto ha permitido un ahorro del 18% en los costes de cobertura del sistema balear y ha evitado la emisión de 250.000 toneladas de CO2.

Integración de renovables

La labor del Centro de Control de Energías Renovables (CECRE) ha hecho posible que en 2013 la producción de energías renovables en el sistema eléctrico peninsular haya cubierto el 42% de la demanda, 10 puntos más que en 2012, favorecido por el buen año hidroeléctrico y con una especial contribución de la energía eólica, que ha alcanzado nuevos máximos históricos en cobertura de demanda y en producción instantá-

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nea, así como en energía horaria y diaria. La generación con energías renovables ha contribuido a la cobertura del 55% de la demanda del primer trimestre del presente año, alcanzando un nuevo récord de energía diaria el pasado 25 de marzo.

Responsabilidad corporativa y buen gobierno

El presidente ha destacado la iniciativa El Bosque de Red Eléctrica, mediante la cual se han reforestado zonas dañadas de la geografía española con la plantación de más de 350.000 árboles, que han supuesto una inversión de más de un millón de euros en estos primeros cinco años. Con esta actividad, la compañía ha compensado en torno al 40% de sus emisiones de CO2.

En cuanto al equipo humano que conforma Red Eléctrica, año tras año, la compañía renueva su compromiso con la creación de empleo estable y de calidad, reflejado en el porcentaje de contratación indefinida que alcanza casi el 100%; con la igualdad, aumentando también el número de mujeres, tanto en puestos directivos como en plantilla, y con la promoción y protección de la salud, la seguridad y el bienestar de las personas.

Además, en el pasado mes de abril, la empresa y los sindicatos suscribieron el nuevo convenio colectivo, que apuesta por una nueva fórmula de actualización salarial desvinculada del IPC y que se basa en la productividad interna y la evolución del PIB real. Este acuerdo, refrendado por el 82,74% de los empleados de la compañía, desarrolla y mejora la flexibilidad horaria apostando por la eficiencia, la conciliación y la sostenibilidad del marco laboral, y permitiendo una mejor autogestión de los tiempos de trabajo.

El presidente ha hecho mención a los avances en gobierno corporativo, tales como la renovación de la web corporativa, adaptándose a los mejores estándares internacionales de gobierno corporativo; la nueva edición

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del Código Ético, las medidas de contrapeso de los poderes y responsabilidades del consejero ejecutivo y presidente del Consejo de Administración; la nueva estructura retributiva del Consejo, y el porcentaje de mujeres entre los consejeros externos, que se sitúa en un 50%, consolidando a Red Eléctrica como una de las empresas líderes en este ámbito. Por último, ha destacado que la compañía forma parte, otro año más, de los los índices internacionales más prestigiosos como Dow Jones Sustainability Indexes, FTSE4Good, mientras que se ha convertido en la empresa española con mejor puntuación en el reconocimiento del Sello de Excelencia Europea +500, según el modelo del EFQM. z

E.ON repite como suministrador eléctrico de CLH

E.ON y CLH han ampliado hasta 2015 el acuerdo de suministro de electricidad que mantendrá a la compañía energética como principal proveedor energético de todos los centros que la distribuidora de hidrocarburos tiene en España.

La oferta de renovación presentada por E.ON promueve la eficiencia en la gestión del consumo energético, con servicios innovadores especialmente diseñados para clientes de gran consumo y productos flexibles capaces de adaptarse a las necesidades específicas de una empresa líder como CLH. Todo ello permite optimizar la gestión y minimizar los riesgos derivados de la volatilidad de los mercados energéticos.

La calidad del servicio proporcionado por E.ON estos dos últimos años, con una propuesta clara de posicionarse no como un mero proveedor, sino como un socio de negocio que aporta un alto valor añadido al cliente, unido a la competitividad de las ofertas que la compañía energética ofrece a sus clientes, han permitido consolidar a CLH en la cartera de grandes clientes de E.ON en España. De este modo, además, se garantiza la continuidad de los proyectos comunes que los dos grupos están desarrollando en nuestro país.

Según Miguel Antoñanzas, presidente de E.ON en España y en Italia: “el compromiso por ofrecer servicios innovadores que aumenten la eficiencia y el ahorro se ve reflejado en la satisfacción de nuestros clientes. La renovación de este acuerdo con CLH es especialmente positiva, ya que

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supone seguir desarrollando los proyectos a futuro que están en marcha y que nos permitirán demostrarles de nuevo que somos un verdadero aliado para su negocio”.

Para el presidente de CLH, José Luis López de Silanes, “la colaboración con E.ON en España como proveedor de servicios energéticos nos permite aprovechar oportunidades del mercado eléctrico, diversificando el riesgo asociado al momento de compra de energía y seguir profundizando en la mejora de la eficiencia energética de nuestras actividades, que es una de nuestras prioridades en materia de medio ambiente”. z

El precio de la gasolina mantiene su nivel máximo desde septiembre del año pasado Fuente: Europa Press

El precio medio de la gasolina se ha mantenido esta semana en 1,427 euros el litro, con lo que continúa no solo en el nivel más alto en lo que va de año, sino también desde septiembre del año pasado, según datos recogidos por Europa Press a partir del Boletín Petrolero de la Unión Europea (UE).

En concreto, el litro de gasolina se sitúa en 1,427 euros. El dato corresponde al precio marcado en los surtidores este lunes, un día después de la finalización del puente de mayo, para el que la Dirección General de Tráfico (DGT) había previsto 5,5 millones de desplazamientos por carretera. La gasolina cuesta en la actualidad un 1,4% más que a comienzos de año y un 2,2% más que en la misma semana del año pasado, cuando el precio de este combustible se situaba por debajo del umbral de los 1,4 euros.

En cuanto al gasóleo, su precio ha registrado un leve descenso en la última semana, del 0,07%, o de apenas 0,1 céntimos por litro, hasta 1,326 euros. Este combustible cuesta ahora un 2,2% menos que en enero, pero un 1,6% más que en la misma semana del año pasado.

En el escenario actual, llenar un vehículo de gasolina con un depósito medio de 55 litros de capacidad cuesta 78,4 euros, el mismo precio que


Semanario hace una semana, frente a los 72,9 euros que requiere el llenado del depósito de un vehículo de gasóleo, 10 céntimos más.

La estabilización en los precios de los combustibles se da a conocer en un momento en el que el barril de crudo Brent, de referencia en Europa, también se mantiene, en 107 dólares el barril, mientras que el Texas 'sweet light' se encarece en apenas un dólar, hasta 99 dólares.

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El consumo del mercado doméstico-comercial está muy relacionado con el encendido de calefacciones y, por lo tanto, a la evolución de las temperaturas. En este sentido, estos tres primeros meses del año han sido más cálidos de lo habitual, con una temperatura media de 1,5º superior a la media histórica desde el año 1980.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya ha advertido de que las subidas en las cotizaciones internacionales se trasladan con velocidad a los surtidores, mientras que las bajadas tardan en apreciarse. A este fenómeno se lo conoce como 'efecto pluma'.

Precios en Europa

Los carburantes siguen costando en España menos que en la media de la UE, donde el precio de venta al público del litro de gasolina asciende a 1,554 euros y a 1,588 euros en la zona euro. Por su parte, el precio del litro de gasóleo asciende a 1,413 euros de media en la UE de los 28 y a 1,391 euros en la zona euro.

El menor nivel de precios finales con respecto a los países del entorno se debe a que España, pese a las subidas del IVA, a los mayores impuestos autonómicos y a los nuevos gravámenes al biodiésel, sigue contando con una menor presión fiscal. La CNMC indica que España continúa en los puestos de precios antes de impuestos de los carburantes más altos de la UE, por encima de los seis países de referencia del continente y de la medida tanto de la zona euro como del conjunto de la UE. z

El consumo convencional de gas supera el 88%

Según datos correspondientes al primer trimestre de 2014, el sector convencional (industria, incluidos los usos no energéticos del gas, y doméstico-comercial) suponen el 88,2% del consumo total de gas natural en España. Esta cifra, 2,4 puntos más alta que la correspondiente al mismo periodo de 2013, muestra la importancia de estos sectores en la demanda de gas.

La industria continúa siendo el principal consumidor de gas, con un 58,6% sobre el total consumido, seguido del sector doméstico-comercial (27,7%) y de las centrales de ciclo combinado y térmicas convencionales (11,8%).

En lo que a la industria se refiere, según datos de REE, el vertido de electricidad de las empresas cogeneradoras a la red ha descendido en un 23%. Cabe recordar que el 91% de la energía que utilizan los cogeneradores en España es el gas. Generación en ciclos combinados

Durante este primer trimestre de 2014, el consumo de gas de los ciclos combinados ha continuado bajando —siguiendo la tendencia iniciada en 2008— hasta alcanzar un índice de utilización del 7,6% de media, frente al 11,4% correspondiente a la media del año 2013.

Entre las principales causas destaca el alto nivel de producción hidroeléctrica, que ha crecido cerca de un 40% durante el periodo. A lo largo de este primer trimestre, las centrales de ciclo combinado han cubierto el 6,3% de la generación, frente al 9% correspondiente al pasado año. Esto ocurre en un contexto donde la demanda de distribución de electricidad ha bajado en un 2% en relación con el primer trimestre del año anterior, según REE. z Publicidad

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Durante este periodo, la demanda nacional ha alcanzado los 87.678 GWh, una cifra un 11,5% más baja respecto al mismo periodo de 2013, debido, entre otras causas, al primer trimestre del año más cálido de los últimos 35 años. Demanda convencional

Durante el primer trimestre, el sector convencional ha consumido un 9% menos que el año anterior. Las principales causas son unas temperaturas superiores a la media y un menor consumo de gas por parte de las industrias cogeneradoras.

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Zem2All incorpora a Europcar y Hertz

Zem2All, desarrollado en Málaga, es un proyecto demostrativo pionero que pretende impulsar, a gran escala, el acceso a la movilidad eléctrica. La adhesión de estas empresas de alquiler de vehículos al proyecto supone incorporar un nuevo perfil de participante que se considera clave para el despliegue de la movilidad eléctrica. Hasta ahora, los 160 usuarios registrados, particulares y pymes, han recorrido 1,7 millones de kilómetros y han conseguido dejar de emitir a la atmósfera 124 toneladas de CO2.

Cualquier usuario de vehículo eléctrico puede usar ya los 23 puntos de recarga rápida repartidos por la ciudad de Málaga solicitándolo en la dirección info@zem2all.com

Hertz y Europcar incorporarán a sus flotas 20 Nissan Leaf que serán gestionados por Alphabet. Además, instalarán en sus delegaciones de Málaga, ciudad donde se desarrolla el proyecto, 10 puntos de recarga semi rápida de Endesa. Estos puntos permiten recargar el 100% de la batería de los coches en 4 horas. Los nuevos usuarios también tendrán a su disposición la red de carga rápida desplegada en Málaga: nueve estaciones de recarga (tecnología Mitsubishi e Hitachi) con capacidad para 23 puestos que permite recargar hasta el 80% de la batería del vehículo en menos de media hora.

Así, los usuarios tienen a su disposición la mayor red de carga rápida desplegada en Europa, con un total de veintiún puntos instalados por toda la ciudad, uno en Fuengirola y otro en Marbella.

Con el acuerdo, el proyecto, que analiza el uso que los conductores hacen de un vehículo eléctrico, así como el impacto que tiene su uso en la red eléctrica, amplía el estudio a perfiles de usuarios de empresas de renting, un sector que Zem2All considera clave para el desarrollo de la movilidad eléctrica.

Zem2All, movilidad sin emisiones

Zem2All tiene como objetivo convertir a Málaga en un escenario real de movilidad sin emisiones de CO2, así como experimentar en condiciones reales el impacto que tendrá en la red de suministro la generalización del uso del coche eléctrico. Se trata de ofrecer al conductor una visión global de la movilidad eléctrica, a través, no sólo del uso del vehículo, sino con nuevos servicios como la gestión de recarga, la doble direccionalidad de la carga (V2G) -de la red al vehículo y viceversa- y los servicios de carga rápida con posibilidad de almacenamiento. Desde que el proyecto se puso en marcha, los vehículos adheridos al programa ya han recorrido 1,7 millones de kilómetros, lo que se traduce en un ahorro de 124 toneladas de CO2 emitidos a la atmósfera, lo que equivale a la plantación 414 árboles en la ciudad.

A partir de este ahora además, los conductores de vehículos eléctricos que así lo deseen pueden hacer uso de la de los 23 puntos de recarga rápida repartidos por Málaga solicitándolo en la dirección info@zem2all.com

Dos empresas líderes del sector de alquiler de vehículos (Hertz y Europcar) se han unido a Zem2All, el proyecto de movilidad eléctrica que lidera Endesa en España y que pretende impulsar, a gran escala, el acceso a la movilidad eléctrica. Publicidad

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Con el objetivo de divulgar aún más la iniciativa, el Centro de Control e Información del proyecto ha abierto sus puertas al público en general, sin necesidad de cita previa. Se pueden visitar las instalaciones, ubicadas en la antigua fábrica de Tabacalera, que acercan el mundo de la movilidad eléctrica en general, así como acceder a las instalaciones centrales de Zem2all, donde sus ingenieros analizan e interpretan los datos que se extraen del funcionamiento de toda la infraestructura.

Zem2All es un proyecto conjunto de España y Japón que cuenta con el apoyo de los centros de tecnología industrial NEDO* (Japón) y CDTI* (España), y con el propio Ayuntamiento de Málaga. La parte española está liderada por Endesa, y cuenta también con la presencia de Telefónica y Ayesa. La parte japonesa la encabeza Mitsubishi Heavy Industries, que tiene también como socios a Mitsubishi Corporation e Hitachi.

(*) NEDO: Organización para el Desarrollo de Nueva Tecnología Industrial y Energía, dependiente del Ministerio de Economía, Comercio e Industria japonés. (*) CDTI: Centro de Desarrollo Tecnológico industrial z

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Semanario Segunda generación de InRow RC de Schneider Electric

Schneider Electric, especialista global en gestión de la energía, ha presentado la segunda generación de InRow RC, siendo la última incorporación a su completa oferta para centros de datos.

Esta segunda generación de InRow RC mejora y amplía la gama de productos InRow de Schneider Electric con el objetivo de cumplir con las cambiantes necesidades de refrigeración en un entorno cambiante como es el del centro de datos. El lanzamiento incluye dos nuevos modelos de 300mm de ancho que mejoran notablemente la capacidad y eficiencia en la refrigeración de las instalaciones. En su concepción se ha tenido en cuenta la actual tendencia de aumentar la temperatura de suministro de agua que permite reducir el consumo para la producción de agua enfriada, con un modelo optimizado para temperaturas de agua superiores a 15ºC.

Asimismo, con la experiencia del usuario en mente, el InRow RC ha sido diseñado con una pantalla táctil y en color de 4,3 pulgadas que facilita un acceso rápido e intuitivo a los datos, ofreciendo información en tiempo real de la cantidad de calor captada por la unidad. Además, InRow RC cuenta con ventiladores de velocidad variable que reducen el consumo de energía durante los períodos valle de uso o cuando el centro de datos está parcialmente cargado. Se trata de un aspecto importante, ya que reducir el consumo energético para que coincida con la demanda de carga de calor supone un impacto significativo en los costes operativos totales del centro de datos. Para ofrecer mayor disponibilidad la unidad incorpora doble acometida eléctrica doble además de doble fuente conmutada interna. "Con la segunda generación del InRow RC, hemos dado un paso más en la evolución de nuestra ofertas de refrigeración", ha declarado AnneMarie Gignac, Vicepresidenta de Cooling IT Business Schneider Electric. "Este producto ofrece una eficiencia superior y el nuevo modelo de alta temperatura completa nuestro creciente portfolio de soluciones de ahorro de Schneider Electric", ha añadido.

Las principales características del InRow RC incluyen:

3 Aumento de la capacidad de enfriamiento: hasta 40 kW y 3200 CFM de flujo máximo de aire (nominalmente 25kW con agua a 10/15ºC y retorno a 35ºC) para el ACRC301S (versión estándar). Hasta 60 kW y 4.200 CFM de flujo máximo de aire (nominalmente 30kW con agua 15/20ºC y retorno a 35ºC) para el ACRC301H (versión de alta temperatura).

3 Mejora de la eficiencia energética: 1,0 kW en condiciones de funcionamiento máximo para ACRC301S (Temp estándar) y 1,9 kW en condiciones de operación máxima para la ACRC301H (alta temperatura)

3 4.3 " de pantalla táctil de uso intuitivo: Proporciona visibilidad a la unidad de refrigeración con un diseño fácil de usar

3 Sistema de gestión de condensados: Asegura que la temperatura del serpentín permanece por encima del punto de rocío, preveniendo la con-

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densación, un proceso logrado mediante la recirculación del agua; compatible con la unidad ACRC301H. 3 Comunicaciones integradas: La unidad incluye protocolos abiertos a través de puerto serie para ModBus, puerto Ethernet para HTTP(S) y SNMP, y E/S de contactos secos.

3 Compatibilidad: Los nuevos InRow RC son compatibles con los sistemas de contención EcoAisle y Active Flow Controller de Schneider Electric. El Active Flow Controller permite ajustar el caudal de aire de la unidad de refrigeración al caudal de aire de la carga, aumentando así la eficacia del cerramiento y ajustando el consumo en ventilación a la variabilidad de ventilación de la carga. Como opción para mejorar la eficiencia, la nueva unidad InRow RC integrada con enfriadoras de Schneider ofrece la opción de set-point dinámico de agua en función del nivel de carga. z

La bombona de butano se mantiene en 17,5 euros

El precio máximo de la bombona media después de impuestos se mantendrá en 17,5 euros, que es el tope legal fijado hasta 2014 por la nueva normativa de revisión de precios, según consta en una resolución del Ministerio de Industria, Energía y Turismo publicada este lunes en el Boletín Oficial del Estado (BOE), que entrará en vigor el día 13. En mayo del año pasado, la bombona de butano subió un 2,15%, hasta situarse en 17,5 euros. Hace algo más de un año, su coste, incluyendo IVA e impuestos especiales, era de 16,32 euros.

Según la resolución publicada en el BOE, el precio máximo de venta antes de impuestos se mantendrá a partir de mañana en 114,2025 céntimos por kilogramo, después de haberse reconocido un coste de comercialización de 48,6737 céntimos por kilogramo.

Este importe de 114,2025 es el tope legal hasta marzo de este año establecido en la orden ministerial del 21 de marzo de 2013, en la que se detalla el nuevo mecanismo de precios en el territorio nacional, salvo Canarias, Ceuta y Melilla.

El nuevo mecanismo contempla una frecuencia de revisión bimestral de precios, que se realiza en el segundo martes de cada mes impar, así como un máximo de revisión anual por encima del cual se reconocen unas cantidades a los operadores para su cobro futuro, sin que sean repercutidas inmediatamente al consumidor.

De este modo, el nuevo mecanismo bimestral incluye un sistema parecido al de la electricidad, en el que las cantidades que no se cubran vía ingresos generan un déficit de tarifa que el sector podrá recuperar posteriormente, si bien Industria se cuidará de evitar que la deuda se acumule año a año hasta resultar insostenible. La idea es que los meses en que las cotizaciones asociadas a la revisión del butano provoquen subidas superiores a los 17,5 euros estos excesos no se repercutan al consumidor, pero puedan absorberse rápidamente en cuanto haya bajadas en meses posteriores.

El precio de la bombona de butano, que afecta a más de ocho millones de usuarios en España y que hasta ahora se revisaba trimestralmente, nunca podrá registrar una oscilación al alza o a la baja superior al 5%. z

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SEMANARIO 11 ENERQUIMICA  
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