jueves, 31 de julio de 2014

La venta de coches eléctricos se dobla en Europa


Un informe de Transport&Environment 
recoge que 50.000 vehículos se vendieron en 2013 


Las ventas de coches eléctricos se han doblado año tras año en Europa desde 2010, según un informe de la mayor ONG europea especializada en transporte sostenible, Transport & Environment (T&E), a partir de datos de la Agencia Europea del Medio Ambiente. Las últimas estadísticas indican que en 2013 los europeos compraron casi 50.000 vehículos enchufables, lo que representa un pequeño porcentaje sobre el total de coches (0,4%), pero que en opinión de T&E demuestra que este sector desempeñará un papel decisivo en el cambio hacia una movilidad más sostenible. 

En la UE se vende alrededor de una cuarta parte de todos los coches eléctricos. Los mayores mercados nacionales son Estados Unidos y Japón. Dentro de Europa, hay grandes diferencias entre Estados: mientras en Noruega y Holanda más del 5% de los coches que circulan por sus carreteras ya son eléctricos, en la mayoría del resto de países el porcentaje es muy inferior al 1%, recuerda el informe, publicado ayer. El texto recuerda también que los vehículos eléctricos tienen un cometido importante en la mejora de la movilidad, pero que “no son la panacea”. Afirma, por ejemplo, que salvo que la electricidad provenga de fuentes renovables, los beneficios en cuanto a dióxido de carbono pueden ser limitados “e incluso negativos en algunos países”. 

Más limpios por ley 

“El aumento en las ventas de estos coches es consecuencia de la necesidad de los fabricantes de innovar para cumplir los requisitos sobre emisiones de CO2 de la Comisión Europea”, explica Greg Archer, encargado de coche eléctrico en T&A. El Parlamento Europeo aprobó recientemente una estricta normativa contra las emisiones de dióxido de carbono producidas por automóviles. Los turismos nuevos fabricados después del año 2020 tendrán que emitir un máximo de 95 gramos de CO2 por kilómetro, un 25% menos que los 130 que fija el límite actual. 

El coche eléctrico, sin embargo, sigue enfrentándose a un escollo difícil de sortear en un contexto de crisis económica: el precio. “Es necesario animar a los ciudadanos a participar en sistemas de coche eléctrico compartido, como los que existen en París (Autolib) o en Berlín (Drive Now). Eso permitiría que más conductores se familiaricen con esta tecnología y lleguen a integrar su uso con el resto del transporte público”, asegura Archer.




Autóra: Elena Sevillano
Fuente: El País

miércoles, 30 de julio de 2014

El sector eólico instala en España un solo molino en lo que va de año



Ya no tiene ningún pedido pendiente. Las empresas renuncian a desarrollar 928 MW del registro de preasignación tras el "fuerte castigo regulatorio". 

El sector eólico apenas instaló un aerogenerador de 0,08 megavatios (MW) en el primer semestre del año y se ha quedado sin pedidos para el mercado nacional como consecuencia del "fuerte castigo regulatorio", indica en una nota la Asociación Empresarial Eólica (AEE). 

Tras la incorporación de este aerogenerador, instalado en Galicia, la potencia eólica total del sistema eléctrico nacional se sitúa en 22.970 megavatios (MW) a cierre del primer semestre. 

Durante los seis primeros meses del año también han entrado en funcionamiento los 11,5 MW de Gorona del Viento, en la isla de El Hierro, un parque experimental único en el mundo por su carácter híbrido eólico-hidráulico, con una retribución específica asignada exclusivamente a esa instalación. 

La AEE, que recuerda que la nueva regulación no incluye más incentivos para proyectos experimentales, considera que la reforma energética "hace muy difícil que se acometan nuevas inversiones en el país" debido a la inseguridad jurídica y a que la norma "no garantiza la rentabilidad razonable". 

"No está claro si acabarán por ponerse en marcha los 177 MW no instalados pero inscritos en el registro de preasignación", advierte la asociación, antes de asegurar que las empresas titulares de 928 MW inscritos renunciaron a instalar la potencia asignada como consecuencia de la nueva regulación. 

Cierre de fábricas 

La "sequía de nuevas inversiones" ya tiene un impacto directo en la industria eólica, que se ha quedado sin posibilidades de nuevos pedidos para el mercado doméstico y se enfrenta a la disyuntiva de cerrar fábricas y quedarse o marcharse de España, afirma la asociación. 

Ante esta circunstancia, AEE considera fundamental que el Gobierno reserve un "ligar destacado" a la eólica dentro del nuevo plan de impulso a la industria. "La difícil tesitura en que se ha situado a la eólica como consecuencia de la nueva regulación exige que se tengan en cuenta sus nuevas y difíciles circunstancias de cara a las nuevas decisiones regulatorias en ciernes", afirma, antes de recordar que esta tecnología ha sido la más afectada por los recortes en el sector eléctrico. 

Regulación pendiente 

El sector teme que las órdenes ministeriales pendientes de la reforma energética, entre ella la de interrumpibilidad o la de los pagos por capacidad, impliquen nuevos costes "con efectos devastadores" para la eólica. 

"En la segunda parte de la reforma fiscal en la que trabaja el Gobierno se deberían tener en cuenta las peticiones del sector en torno a la racionalización de los impuestos autonómicos de supuesto carácter medioambiental o la eliminación de la tasa del 7% sobre la generación eléctrica", afirma.


Fuente: Expansión

martes, 29 de julio de 2014

Las eléctricas empiezan las rebajas


El ahorro en la factura energética está en nuestra mano. / ÁLVARO GARCÍA

Tras la tormentosa retirada del sistema que establecía los precios del mercado eléctrico, el famoso sistema de subastas CESUR, que fue eliminado abruptamente por el Gobierno el pasado mes de diciembre tras comprobar irregularidades en dicho sistema. De hecho, según Industria, los consumidores, de media han pagado anualmente 300 millones de euros de más en el coste de la energía en su recibo eléctrico debido a las coberturas financieras que entraban en juego en el sistema de subastas, medido entre el precio medio del mercado y el efectivamente pagado. Esto supuso un sobrecoste de 1.160 millones de euros para los consumidores en los cuatro años de vigencia del modelo de subasta. 

El real decreto (PDF) aprobado en marzo fijó el nuevo mecanismo para determinar el precio de la energía en la tarifa eléctrica regulada, es decir, algo así como el 40% del recibo eléctrico que pagan unos 16 millones de consumidores, los usuarios de la antigua Tarifa de Último Recurso (TUR), que desde enero ha pasado a llamarse Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). 

¿Cómo se calcula el precio ahora? 

Mediante este modelo, los consumidores pagan la electricidad consumida a un precio medio del mercado en el periodo de facturación. Aquellos que dispongan de contador con discriminación horaria, es decir, lo que se ha venido en llamar un “contador inteligente”, pagarán cada hora de consumo al precio exacto que haya tenido el mercado en ese momento, midiendo el consumo por horas. Si el usuario no tiene contador inteligente, la eléctrica calcula la media de todos los días del periodo de facturación, que seguirá teniendo carácter bimestral. Sin duda este es uno de los puntos más conflictivos en este comienzo de nuevas tarifas: sólo 7 millones de usuarios, un tercio del total, tienen este tipo de contador y ni siquiera todos están conectados para el nuevo sistema, por lo que el precio se fija por una media. De hecho, será para el 2018 cuando este sistema esté funcionando plenamente, tras la renovación de todo el parque de contadores. Según el Ministerio de Industria, este sistema supondrá una media de un 10% de ahorro para los consumidores, siempre que no se modifique la parte regulada de la tarifa; algo que, por otra parte ya ha ocurrido. 

El operador Red Eléctrica de España (REE) es el encargado de calcular y publicar los precios horarios y de poner a disposición del ciudadano las herramientas para gestionar su consumo. Asimismo, para los usuarios sin contador inteligente, se encarga de elaborar los perfiles de consumo que se elaboran de acuerdo con unos patrones de comportamiento, son públicos y se actualizan cada jueves. Existen tres perfiles (general, nocturno y vehículo) que responden a un tipo de tarifa y cubren tanto a los consumidores de tarifa (16 millones) como de mercado (más de nueve millones). Estos perfiles informarán de lo caro que es consumir más electricidad a las 10 de la noche en comparación a hacerlo a las ocho de la mañana (entre el 20% y 30% más caro). La información que publica REE da a conocer que hay un precio horario y la existencia de varias tarifas; ofrece la posibilidad de comprobar la factura; aclara el patrón de consumo que se va a aplicar al que no tiene contador inteligente y para qué sirve este, así como que está cobrando por la energía lo que cuesta. Igualmente, en el mismo sentido, la CNMC ha puesto a disposición de los usuarios acogidos al PVPC un simulador para que éstos puedan calcular los importes de facturación no incluyendo los que se encuentren en el mercado libre y a los que han aceptado las tarifas planas, aunque realmente estos últimos son muy pocos. 

Las eléctricas deberán compensar económicamente a los consumidores

Por otro lado, parece que el sistema se va a instaurar a partir de este mes de julio con una buena noticia: las eléctricas deberán devolver a los consumidores 153 millones de euros por haber cobrado de más en el segundo trimestre de este año, según los cálculos que maneja el sector. Tras establecer el Gobierno un mecanismo de compensación que fijó el precio de la luz para el primer trimestre en 48,48 €/MWh y que luego se amplió al segundo, resulta que las eléctricas tendrán que devolver lo facturado de más al haber sido el precio en el mercado inferior. La cantidad a devolver depende del consumo y la potencia contratada por cada consumidor, pero se calcula una media de 10-12 euros. Eso sí, siempre hablando de los consumidores acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, los casi 10 millones de usuarios acogidos a tarifas libres estarán a lo dispuesto en sus tarifas. 

De hecho, este es un paso más en la liberalización del sector perseguida por el Gobierno y que trata de fomentar a las empresas eléctricas y a los consumidores, unas a ofertar tarifas eléctricas competitivas, y otros a acogerse a las mismas, de modo que acabe desapareciendo la tarifa regulada. Sin embargo, tanto la patronal del sector, como las asociaciones de consumidores coinciden (y debe ser en lo único en que lo hacen) en que aún queda para que esto ocurra, ya que ninguno de los agentes está preparado todavía.


Autor: Manuel González
Fuente: El País

La CNMC concluye que el sobrecoste eléctrico iba a ser 400 millones en enero


El informe definitivo del regulador se reafirma en la invalidación de la subasta mayorista de diciembre por presentar numerosas anomalías 

El presidente de la CNMC, José María Marín. / EFE

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha emitido un informe sobre la subasta eléctrica Cesur (con el que se fijaba anteriormente el precio de la luz) celebrada en diciembre en el que ratifica los motivos para proponer la invalidación del proceso e incorpora cinco nuevas circunstancias que contribuyeron a arrojar "valores anómalos" en los resultados. 

En el informe, el regulador cifra además en 392,5 millones el sobrecoste que habría tenido para el consumidor la validación de esta subasta entre comercializadoras de último recurso. Este importe, señala, se hubiera trasladado a los consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC)". 

La CNMC reconoce que “no se observan estrategias coordinadas para la elevación de precios por parte de las empresas que acapararon mayores cuotas en las posiciones abiertas” en la subasta eléctrica celebrada el 19 de diciembre y que suspendió tras encontrar “circunstancias anómalas” en su funcionamiento, según el informe de la CNMC sobre la subasta. No obstante, el organismo que preside José María Marín Quemada señala que sí hubo algunas “anomalías” que confirman sus razones para proponer invalidarla. 

Además de ratificar los motivos para esa suspensión, la CNMC incorpora una serie de circunstancias que “confirman y completan” la decisión, según el análisis completo de las transacciones del mercado en la 25ª subasta, tras cuya suspensión se modificó el método para calcular el precio de la electricidad. Competencia, que había requerido estos datos a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) para completar el informe previo publicado el 7 de enero, detalla las circunstancias tras analizar la negociación de uno de los contratos a futuros en diciembre, el denominado Q1-14 (primer trimestre de 2014). 

Entre esas circunstancias, señala elevados niveles de concentración en algunas posiciones, reducidas presiones a la baja o valores anómalos en algunos diferenciales y precios en estos mercados. En el detalle del informe, destaca que los agentes pudieron tener “incentivos a la elevación continuada de precios” de uno de los contratos cerrados, el denominado Q1-14, en estos mercados previos a la subasta. 

La subasta Cesur para el suministro de electricidad a los hogares y empresas acogidos a la tarifa cerró con un encarecimiento del componente energético del 25,6%, lo que, de aplicarse al recibo de la luz, se habría traducido en un encarecimiento superior al 10%. De haber aprobado la puja, el sobrecoste habría sido de 392,5 millones de euros que se habrían trasladado a los consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), según el informe de la Comisión de la Competencia. 

El importe se habría repartido entre los operadores en la citada subasta, que fueron las instituciones financieras, las empresas intermediadoras específicas y las eléctricas, a través de sus comercializadoras, que tuvieron alrededor del 15% de la misma. 

Ante esta situación, el Gobierno tachó esta subida de la luz de exagerada y pidió a la CNMC que investigara la subasta al considerar que había “una clara manipulación” y “falta de competencia”, algo que fue inmediatamente rechazado por las eléctricas. La respuesta de la Comisión fue la recomendación de la no validación de la subasta, por primera vez desde que se fijó este mecanismo para determinar las revisiones de tarifa, debido a “la concurrencia de circunstacias atípicas y en un contexto de precios elevados en el mercado diario durante las semanas previas”. 

El pasado 7 de enero, la CNMC publicó el informe preliminar en el que constataba la concurrencia de “circunstancias atípicas”, pero evitaba hablar de manipulación. Con todos los datos nuevos, que “confirman y complementan las razones que llevaron a proponer la no validación de la subasta”, el organismo tiene prácticamente cerrada su investigación sobre esta subasta.


Fuente: El País

Las nuevas tarifas eléctricas indignan a los regantes del Guadalquivir


Un agricultor en uno de los regadíos de la zona de Nueva Jarilla, en Jerez. / ROMÁN RÍOS

En la campiña jerezana se barrunta un otoño caliente. Más de 2.000 regantes de la comunidad del Guadalcacín han dado la voz de alarma tras anunciarse la que puede ser la segunda subida eléctrica en un año. En 2013 soportaron un encarecimiento del recibo de la luz del 20% y ahora temen que la nueva orden del Gobierno, publicada en el BOE el pasado 19 de julio, suponga más incrementos de hasta el 40%. Una situación que retrata los agitados ánimos en toda la cuenca del Guadalquivir, donde se concentra la mayor parte de los 100.000 regantes y del millón de hectáreas de regadío que hay en Andalucía. Los agricultores han visto incrementado su recibo de la luz en 37 millones tras el tarifazoeléctrico del pasado agosto, a lo que hay que añadir el sobrecoste de los cánones por la construcción de los embalses de la Breña II y Arenoso. 

La subida del recibo la aplica el Estado, que recuperó las competencias del Guadalquivir en 2011. El regadío supone el 80% de los usos del agua y un 50% del empleo agrario andaluz. 

“Nos quieren subir tres céntimos el kilovatio, una auténtica burrada”, protesta Jacinto Carrasco, presidente de la comunidad del Guadalcacín en Jerez. Este comunero aporta un dato que refleja la situación de los regantes en la comarca: el 18% de los recibos de luz ya no se pagan en periodo voluntario. En su opinión, la falta de viabilidad está haciendo que muchos regantes abandonen sus explotaciones y otros sopesan volver al riego tradicional. “El problema es que los sobrecostes de luz no se pueden pagar con lo que se siembra”, agrega Carrasco. Los cultivos más perjudicados en la zona son el algodón, el maíz, la remolacha y, sobre todo, las hortalizas, que ya arrastran un invierno “desastroso”, según estos trabajadores, por la caída de la demanda en los países europeos. 

La gota que ha colmado la paciencia de los regantes ha sido la circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia que establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de la electricidad y que regula nuevos periodos y modalidades tarifarios. Aunque el alcance final de esta normativa se conocerá cuando se aprueben los nuevos peajes de acceso, los agricultores se temen lo peor. “Aún hay que esperar, pero vemos que puede haber aspectos negativos como la penalización en los consumos de agosto, aunque puedan atenuarse los tramos de junio y julio”, indica Pedro Parias, secretario general de Feragua, la principal federación de regantes. No obstante, esta organización recomienda a los agricultores que se preparen ante el nuevo escenario tarifario que les obligará a optimizar la potencia contratada y a modificar los hábitos de consumo para ajustarse a los nuevos periodos tarifarios. 

El sector desconfía de que el Gobierno central vaya a frenar a a las eléctricas. “Ya les habíamos pedido a los ministerios el IVA reducido y una tarifa especial para los regadíos. Y ni lo uno ni lo otro. Hablan mucho de crear empleo, pero esta nueva normativa sólo trae ruina y más paro”, se lamenta Carrasco. 

Junto al incremento de las tarifas eléctricas con carácter general, los regantes soportan además los sobrecostes derivados de los cánones de explotación de la Breña II y Arenoso, que suponen casi 20 euros por hectárea adicionales. Feragua, que plantea a los regantes un plante fiscal, ha anunciado que recurrirá el canon anunciado para 2015 ante el Tribunal Económico-Administrativo Regional de Andalucía, al igual que hizo con las tasas impuestas en los dos últimos años, que contemplaban una subida del 30%. 

De igual forma, Feragua ha exigido al ministerio que rectifique y elimine la intermediación de Acuaes, la antigua Acuavir, en la explotación de estos embalses, al entender que esta intermediación solo provoca “un encarecimiento artificial del coste de explotación y de mantenimiento de medidas medioambientales que soportan los usuarios”. Feragua estima que una gestión directa por parte de la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir permitiría reducir el canon a una tercera parte al ampliar el periodo de amortización de 25 a 50 años, como ocurre en todas las presas estatales, que se amortizan en 50 años según la Ley de Aguas. Parias pone un ejemplo: por 16 presas del sistema de regulación general, la Confederación del Guadalquivir traslada unos costes de explotación de 4,3 millones, mientras que por solo dos presas, la sociedad Acuaes traslada 1,3 millones. 

Mientras, en el plano político el PSOE andaluz ha criticado que el PP rechazara en el Senado la moción presentada para reducir las tarifas eléctricas al regadío, para que paguen solo por la potencia real utilizada y no por la contratada, además de permitirles producir energías renovables para el autoconsumo. 

En alerta por los robos de cobre

Los transformadores de cobre de las comunidades de regantes se han convertido en uno de los objetos favoritos de los cacos. Tanto es así que los agricultores alertan del incremento de los robos en los últimos meses, y la sospecha de que se trata de bandas organizadas que actúan con impunidad en varios puntos de Andalucía. El secretario general de COAG en Jaén, Juan Luis Ávila, lo tiene claro: “Actúan siempre con el mismo método, de noche, y desconectando los sistemas de alarma. Entran en los centros de transformación de las comunidades de regantes, los desconectan y los vacían, llevándose el cobre de las instalaciones, añadiendo además toda la herramienta que puedan llevarse a su paso. Algunas comunidades ya han sido asaltadas varias veces”. 

La COAG y varias comunidades de regantes de la provincia de Jaén han mostrado su preocupación por esta escalada delictiva al subdelegado del Gobierno en Jaén, Juan Lillo, a quien le han pedido un plan de seguridad específico para el regadío, además de una mayor vigilancia también en los desguaces para que se controle la procedencia del cobre que entra y que se asegure que no es robado. El cobre se paga en el mercado negro a poco más de cinco euros el kilo, pero el coste para reponerlo resulta millonario para los agricultores. 

El Gobierno se remite al plan de vigilancia puesto en marcha en 2013 en el campo bajo la denominación de Equipos Roca. Son 25 grupos con un total de 96 agentes de la Guardia Civil, más unidades de refuerzo hasta alcanzar los 200 efectivos.


Autores: Ana Huguet y Ginés Donaire
Fuente: El País

El "fracking" o la sordera hacia la ciencia


Habrá pasado desapercibido para muchos, pero el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC en sus siglas en inglés) publicó en abril el informe Cambio climático 2014. Mitigación del cambio climático. Como parte de sus conclusiones, los expertos de las Naciones Unidas confirman que el desarrollo del gas no convencional ha jugado un papel determinante en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en los Estados Unidos. 

Más recientemente, el 26 de junio de 2014, la Agencia de Salud Pública de Reino Unido (Public Health England) publicó un informe donde analiza el impacto potencial sobre la salud pública de la producción de gas no convencional. Las conclusiones, basadas en una revisión profunda de la literatura científica existente, son reveladoras. En palabras del director del Centro de Riesgos Radioactivos, Químicos y Medioambientales de la Agencia, John Harrison: “La evidencia científica disponible a día de hoy indica que los riesgos potenciales para la salud pública de la exposición a las emisiones relacionadas con el proceso de extracción de gas de esquisto son bajos si las operaciones se ejecutan correctamente y bajo un marco normativo adecuado”. 

Para asegurar el éxito de las operaciones, los autores señalan que es extremadamente importante estudiar con detenimiento la localización exacta de las perforaciones, garantizar la integridad del pozo mediante las correspondientes barreras protectoras, ofrecer información sobre los productos químicos utilizados y mantener un monitoreo constante del entorno, incluyendo mediciones previas de las aguas y la calidad del aire. Estas recomendaciones siguen la misma filosofía que las presentadas por la Agencia Internacional de la Energía en su informe de 2012 Reglas de oro para una edad dorada del gas (Golden rules for a golden age of gas) y por la Comisión Europea en enero de 2014. 

De vuelta en España, Adecagua (la asociación española para la defensa de la calidad de las aguas) organizó recientemente en la sede del CSIC una jornada técnica centrada en la fracturación hidráulica y los usos del agua, que reunió tanto a expertos como a la industria y ONG. La asociación concluye que hoy existe “una extraordinaria experiencia sobre esta actividad, desarrollada en EE UU y Canadá, avalada por años de práctica y buen control”. Añade, una vez más y como punto clave, que los riesgos asociados con estos proyectos “resultan, de acuerdo con la experiencia acumulada, controlables y mínimos siempre que la actuación de los operadores sea acorde con las buenas prácticas y mediante la aplicación de las mejores técnicas disponibles”. 

Esta es, básicamente, la misma conclusión a la que han llegado, tras largas reflexiones y debates internos, tanto el Colegio Oficial de Geólogos como el Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas de España. Y otros muchos organismos reconocidos a nivel nacional e internacional como la Real Sociedad de Londres para el Avance de la Ciencia Natural, la Real Academia de Ingeniería de Reino Unido, el Centro Común de Investigación de la Comisión Europea o la Academia de las Ciencias de Francia, por citar tan solo algunos ejemplos. 

El gas no convencional tiene un gran potencial; no solo para estimular nuestra economía mediante la atracción de inversiones o la creación de puestos de trabajo directos e indirectos, sino también como energía puente hacia una economía baja en carbono. Desde el punto de vista técnico, no debemos temer los proyectos de exploración o la técnica de la fracturación hidráulica. Como cualquier actividad energética, industrial o casi podríamos decir humana, los proyectos de exploración conllevan riesgos. La buena noticia es que hoy en Europa contamos con la tecnología, el marco regulatorio y los conocimientos necesarios para gestionarlos. La experiencia norteamericana nos debe servir para extraer las lecciones pertinentes y avanzar en la búsqueda de soluciones cada día más sostenibles y respetuosas con el medio ambiente. 

La comunidad científica y técnica trabaja sobre la base de la objetivación científica del medio ambiente. Politizar la investigación de los recursos estratégicos no beneficia a nadie a largo plazo. Deberíamos, por el contrario, centrar nuestros esfuerzos en asegurar que los trabajos sobre el terreno sean técnicamente impecables en su planificación y desarrollo y que se lleven a cabo con las máximas garantías, con la máxima transparencia y en base a lo que dicta la ley. Hoy, por ejemplo, cualquier empresa que desee utilizar la técnica de la fracturación hidráulica está obligada a presentar un estudio de impacto ambiental completo (algo que, por cierto, no ocurre en todos los países europeos) y aportar una serie de estudios del entorno: estudio geológico, hidrológico, arqueológico, biológico, sísmico, de gestión de residuos y así un largo etcétera. 

España es uno de los países que, según las estimaciones existentes, cuenta con un potencial en recursos de gas natural, convencional y no convencional, suficiente para cubrir nuestra demanda durante varias décadas. Escuchemos lo que dicen los expertos y no cerremos la puerta a una oportunidad única para conocer mejor nuestros recursos y determinar su verdadero potencial. 


Autores: Luis Suárez es presidente del Colegio Oficial de Geólogos y Ángel Cámara es decano del Colegio Oficial de Ingenieros de Minas del Centro de España.
Fuente: El País

¿Qué es la energía?




Proceso de transformación de gas en electricidad




Un metro cúbico de gas ¿es mucho o poco?




Mercado mundial del gas




lunes, 28 de julio de 2014

¿Cómo reducir la potencia contratada?



Algunos nos habéis preguntado cómo se puede rebajar la potencia contratada, para no pagar energía de más. Para ello, lo primero que se debe hacer es contactar con la comercializadora -la compañía que cobra la luz-, para que solicite la reducción a la distribuidora -la compañía que suministra energía, la instala y lee el contador-. Únicamente deben cobrar poco más de 10 euros por la solicitud. 

El cambio requiere que un técnico acuda a la vivienda y modifique el ICP -un interruptor de control de potencia-, para que se adapte a la nueva potencia. 

Esta reducción provocará que ese ICP salte antes cuando se conectan varios aparatos eléctricos a la vez, y al saltar se cortará el suministro de luz, que deberá volver a conectarse para que regrese la energía. 

Con los nuevos contadores, ese ICP estará integrado en el contador, por lo que no sería necesario que un técnico vaya a la vivienda para modificar la potencia. 

El ICP no protege al usuario de esos cortes, al contrario: el ICP los provoca. 

Esos cortes no deben suponer ningún daño ni para la instalación eléctrica del domicilio ni para los aparatos eléctricos o electrónicos que estén conectados a esa red, como algunos habéis sugerido. Aunque, como ocurre con cualquier otro corte de suministro de energía, algunos equipos, como los ordenadores, pueden ser más sensibles a sufrir incidencias. 

Si actualmente nunca salta el ICP en casa, ésa es una buena pista para saber que quizá la potencia contratada sea excesiva.



viernes, 25 de julio de 2014

Gasoducto Argelia-Europa










Los gasoductos entre el Norte de África y España son una de las infraestructuras estratégicas más importantes en lo que se refiere a distribución de energía.

Ampliaremos información sobre el tema.

Redexis inaugura el gasoducto de la Marina Alta


La infraestructura discurre desde Denia hasta Calpe y que cuenta con más de 44 kilómetros de trazado. La compañía ha invertido en ella 15 millones de euros. 

Redexis Gas, dedicada al desarrollo y operación de redes de transporte y distribución de gas natural en España, ha inaugurado el gasoducto Marina Alta, una infraestructura de transporte de gas natural de 44 kilómetros de longitud, que parte de Denia y finaliza en Calpe, y que posibilitará la llegada de esta energía segura, limpia y eficiente a más de 180.000 personas y 2.000 negocios de la comarca. 

Para su construcción, la compañía ha invertido 15 millones de euros, a los que sumará 37 millones adicionales para la gasificación de los municipios de la comarca. Durante la construcción se han generado 220 puestos de trabajo directos y 700 indirectos, y en la posterior distribución del gas natural se empleará a 90 trabajadores adicionales. 

Actualmente, la compañía distribuye gas natural en 17 poblaciones de la provincia de Alicante. Además, la Comunidad Valenciana es un eje estratégico para Redexis Gas que tiene solicitadas autorizaciones administrativas para la distribución del gas natural en 25 localidades de Alicante y Valencia.


Fuente: Expansión


Ingeteam lleva la inteligencia a las redes eléctricas


El concepto de 'smart grids', que supone dotar de inteligencia a la red eléctrica, puede hacerse realidad, pues ya contamos con algunas de las herramientas necesarias para conseguir esta transformación, según Eduardo Pedrosa, director de la Unidad Grids de Ingeteam. 

Pedrosa se refiere sobre todo a la electrónica de potencia, las comunicaciones y los sistemas de información como "piezas clave" que permiten "optimizar al máximo la energía", pero para ello hay que adaptar toda la red eléctrica. 

Las 'smart grids' permiten que se garantice un suministro de energía estable y de calidad, que se incorpore y haga partícipe al consumidor y que se optimicen los recursos energéticos de forma sostenible, pero incorporar al sistema esta innovación radical "demanda, en una primera fase, voluntad de alcanzar un objetivo común, dedicación de recursos entre empresas, inversión y financiación dentro de un marco estable", según explica Pedrosa, para llegar a una segunda fase en la que se pudiera "comercializar de forma rentable en los mercados esta innovación, que es en definitiva el fin último de la innovación." 

Como ejemplo de esta primera fase se encuentra el proyecto de redireccionamiento de flujo de potencia para las redes eléctricas de transporte que han desarrollado de forma conjunta Red Eléctrica e Ingeteam, una solución que permite una mayor integración de renovables, una gestión más eficiente y segura de la red eléctrica de transporte, y alcanzar menores pérdidas con el consiguiente retorno económico y beneficio medioambiental. Este es el primer redireccionador de flujo de potencia instalado en Europa con esta tecnología y el cuarto del mundo. 

Otro ejemplo son los sistemas de almacenamiento de energía en las Islas Canarias, que permiten minimizar el impacto producido por la pérdida de capacidad de generación debida a súbitas desconexiones de grupos de generación que conllevan la desconexión de clientes y en determinadas situaciones de apagones en el sistema eléctrico insular. 

Sin embargo estos proyectos, que suponen un importante esfuerzo de inversión, requieren de "un apoyo institucional urgente para dar paso a la segunda fase, la comercialización rentable y en el menor tiempo posible", apunta Pedroa, que subraya que "ser el primero aporta una ventaja competitiva indiscutible y las referencias iniciales son clave para liderar el mercado". 

En este sentido Pedrosa destaca el papel de las multinacionales españolas con un amplio posicionamiento internacional y una gran cartera de pedidos, empresas "competitivas, más flexibles y más innovadoras". 

El director de la Unidad Grids de Ingeteam aboga también por "seguir promoviendo y desarrollando proyectos vanguardistas entre empresas españolas, dentro, pero sobre todo fuera del país, cuyo análisis coste-beneficio permitan atraer la suficiente inversión para seguir mejorando y potenciando la Marca España a nivel tecnológico dentro y fuera de nuestras fronteras". 

Por último, recuerda que es necesario "seguir avanzando con los cambios pertinentes en el sistema de retribución de las compañías eléctricas, de manera que se remunere adecuadamente el despliegue de esta red inteligente y se apoye en mayor medida y cuantía toda innovación tecnológica que genera un mayor retorno para la sociedad".


Fuente: Expansión

Iberdrola, Gas Natural y E.ON no pactaron precios, según la CNMC


La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha archivado sendos expedientes sancionadores abiertos a Iberdrola Generación, Gas Natural SDG y E.ON Generación en 2011 y 2012 acerca de una presunta manipulación del precio de la electricidad entre el 1 de enero de 2011 y el 31 de diciembre de 2012. 

Estos expedientes se referían a la aparente autoexclusión del mercado diario de las centrales de carbón de importación Guardo 1, Meirama y Puertollano. La primera pertenece a Iberdrola, la segunda a Gas Natural y la tercera a E.ON. 

En julio de 2013, el consejo de la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) incoó los procedmientos sancionadores por infracción muy grave del Artículo 60.a.15 de la Ley 54/1997, en el que se alude a "cualquier manipulación fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía eléctrica o la medición de las cantidades suministradas". 

Tras analizar el caso, el consejo de la CNMC ha concluido que, "pese a la existencia de indicios de que existió una manipulación fraudulenta del mercado", la finalidad de alterar el precio por parte de las tres compañías "no resulta demostrada con claridad". 

Las empresas interesadas han alegado durante el proceso la existencia de fallos de forma y que su conducta se debió a las particulares características de las centrales, que cuentan una elevada probabilidad de ver modificados sus programas en fase de restricciones por garantía de suministro. 

Ante estos argumentos, el regulador ha dictado el sobreseimiento del procedimiento sancionador abierto contra las empresas, indica en una nota el organismo presidido por José María Marín Quemada. 



miércoles, 23 de julio de 2014

Soria admite que la tarifa de la luz subirá hasta final de año


El precio de la luz subirá en los dos últimos trimestres del año, pero en el contexto del año completo "habrá disminuido", tal y como ha explicado el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, en un desayuno informativo celebrado en Toledo. 


Soria ha detallado que España tiene la electricidad más cara de Europa, a excepción de países aislados como Chipre, Malta o Irlanda, extremo que ha achacado a que "los ingresos del sistema eléctrico han sido insuficientes para hacer frente a los costes del sistema". 

El ministro ha indicado que los costes del transporte y la distribución de la luz, así como el sistema de incentivos de energías renovables repercuten en la factura, a lo que se añade el coste de los sistemas extrapeninsulares, una energía más cara que se sufraga en todos los recibos "porque el coste tiene que ser el mismo en todas partes". 

"Todos estos costes se han disparado en los últimos diez años y los ingresos han sido inferiores a lo previsto", ha detallado Soria, que ha subrayado además que España tiene la capacidad de generar 105.000 megavatios cuando el año de mayor demanda no se llegó a consumir ni 40.000, "lo que supone un exceso de capacidad instalada que hay que pagar en la factura". Soria ha asegurado que "a los operadores del sector no les gusta el conjunto de medidas adoptadas", pero se han tomado porque con la reforma eléctrica "se ha intentado ver cuál es el interés general, y es que el coste de la electricidad sea lo más similar posible al de nuestros consumidores". 

España, referencia en renovables 

José Manuel Soria se ha referido al sistema de producción de energías renovables en España, donde el país "es una referencia y una fortaleza" ya que se empezó a apostar por ellas "en un momento muy temprano". 

Según ha dicho, eso ha provocado que los consumidores "tengan que pagar el sobrecoste" y es un extremo que también "explica los incrementos en el coste de la electricidad de los últimos años", pero el arraigo de las renovables en España vaticina "un futuro brillante".


Fuente: Expansión

Repsol espera iniciar las prospecciones en Canarias a final de año


Repsol espera empezar en el último trimestre del año las prospecciones que el Gobierno central le ha autorizado a realizar al este de Fuerteventura y Lanzarote para buscar posibles reservas de hidrocarburos en esa zona del Atlántico. 


El presidente de Repsol, Antonio Brufau ha precisado, además, que los trabajos comenzarán en el emplazamiento conocido como "Sandía", un punto del océano situado a aproximadamente 60 kilómetros de las costas de Fuerteventura, donde su barco perforador, "de séptima generación", deberá atravesar 885 metros de agua antes de llegar al lecho marino. 

Brufau ha dado a conocer a la prensa la fecha estimada de inicio de los trabajos antes de reunirse en Gran Canaria con la directiva de la Confederación Canaria de Empresarios (CCE), la patronal mayoritaria en la provincia de Las Palmas, y tras haber mantenido también un encuentro con los agentes sociales para explicarles su proyecto. 

Ha precisado que, en estos momentos, están a la espera de que el Ministerio de Industria y Energía conceda la licencia definitiva, una vez superado el procedimiento de evaluación de impacto ambiental. 

Según Brufau, en Canarias habría "un antes y un después", si se demuestra que existen esas fuentes de energía, "porque la riqueza que se podría derivar, como consecuencia de todo un sector de servicios y de la colaboración con compañías internacionales para desarrollar este proyecto, sería de primerísima magnitud y de miles de millones de dólares". 

Sostiene que todo ello aporta para Canarias "buenas señales", a pesar de la controversia que los planes de la compañía han generado entre quienes se oponen a que se realicen proyectos petrolíferos en el archipiélago. 

Brufau ha asegurado que Repsol es una compañía "bandera" en tecnología y que lleva "en su ADN" garantizar la seguridad de los trabajos que realiza, por lo que no contempla que puedan producirse derrames o accidentes como consecuencia de su actividad. "Todo lo que está haciendo la compañía lo hace de forma muy responsable". 

Asimismo, ha informado de que Repsol perfora en estos momentos en el mar en otros cuatro o cinco puntos "más complejos" que los que pretende explorar entre Canarias y Marruecos, en cuanto a profundidad y características de las rocas. A su juicio, el debate no debe centrarse tanto en la seguridad como en la manera en que Canarias se debe preparar para "dar respuesta a una industria naciente que puede ser de enorme interés". 

También ha recordado que España no dispone de yacimientos energéticos importantes y que cada día importa hidrocarburos por valor de 100 millones de euros, por lo que si se determinara la existencia de gas o petróleo en esa zona del Atlántico, se reduciría la factura energética del país en una "cifra importante". 

Antonio Brufau ha defendido que, para Canarias, un posible descubrimiento de hidrocarburos no solo representa ingresos fiscales, sino el desarrollo de una industria "muy potente" vinculada al sector del petróleo. 

Ha recordado que la tasa de paro en el archipiélago es alta y su economía está basada en la industria turística, que ha dado y está dando "sus frutos", pero, a su juicio, puede complementarse con otro sector que "no compite con el turismo". 

"Quien diga eso falta a la verdad", ha señalado Brufau, antes de citar varios destinos turísticos de otros países donde esas actividades "convive sin problemas" con plataformas petrolíferas. 

El presidente de Repsol ha señalado que la base logística de las operaciones que se desarrollarán en esta zona del Atlántico estará situada en el puerto de La Luz y de Las Palmas, donde en esta primera fase de exploración se crearán pocos puestos de trabajo. 

No obstante, ha indicado que en caso de que se descubrieran hidrocarburos, las inversiones y el negocio generado sería mucho mayor y podrían crearse entre 3.000 y 5.000 puestos de trabajo.


Fuente: Expansión

miércoles, 16 de julio de 2014

Elf: Transporte sostenible del futuro




Se llama Elf y, según sus creadores, podría ser el transporte sostenible del futuro. Elf es una mezcla de bicicleta y vehículo eléctrico. Su sistema de engranajes está diseñado para maximizar y equilibrar la salida de energía entre la potencia del pedal y un alto par de torsión solar accionado por un motor eléctrico. El estadounidense Rob Cotter es el responsable del proyecto. Para él, Elf es el matrimonio perfecto entre el hombre y la potencia de la máquina. “Un Elf utilizado en la carretera supondría la emisión de seis toneladas menos de CO2 al año. Para alcanzar esa cifra nuestras casas tendían que alimentarse exclusivamente con energía solar todo el año”, explica Cotter. Elf puede viajar a una velocidad de 48 km/h con 160 kilos de peso. Si el usuario no quiere pedalear, Elf tiene una autonomía que le permite viajar a 27 km/h.

lunes, 14 de julio de 2014

Mapa de las concesiones para explotación petrolífera en Marruecos



El tema de las prospecciones petrolíferas en Canarias esta muy relacionado con las mismas en nuestro vecino del Sur africano. Es un tema sobre el que vamos a estudiar algunos aspectos que consideramos importantes.

Es bueno que lo comparemos con las concesiones españolas a simple vista te das cuenta que Marruecos ha dado mucha importancia a la búsqueda de hidrocarburos en su territorio.

Recordamos que los dos mapas son mapas oficiales publicados por los respectivos organismos ministeriales encargados del tema.

Fuente: No Oil Canarias

Mapa de las prospecciones petrolíferas en Canarias




Mapa de los permisos de explotación vigentes de hidrocarburos en el Mediterraneo




¿Qué CCAA cubren más de la mitad de su demanda eléctrica con la eólica?


Castilla y León logra cubrir más del 90% de su consumo con el viento. En Castilla-La Mancha, La Rioja y Navarra, la eólica también es mayoritaria. En el extremo contrario, Madrid y Extremadura con el 0%. La eólica se colocó en la primera mitad del año como la principal tecnología del sistema eléctrico español. 


La energía eólica cubrió el 23,2% de la demanda eléctrica total del país hasta junio, con una generación de 28.818 GWh. Sin embargo, el peso de la eólica se reparte de manera más que desigual por todo el territorio nacional. 

Mientras que en algunas regiones el viento cubre casi la totalidad del consumo, en otras la producción eólica es inexistente, según los calculos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) basados en los datos de REE. Cuatro comunidades cubren más de la mitad de su demanda eléctrica sólo con la producción de sus parques eólicos. Castilla y León, Castilla-La Mancha, La Rioja y Navarra se encomiendan al viento para producir más del 50% de su demanda. 

Castilla y León, líder con el 93% 

Castilla y León es, con mucho, la comunidad autónoma más dependiente de la eólica. La región cubre el 93,3% de su demanda, con una generación de 12.681 givavatios por hora, y también lidera el ránking autonómico por potencia instalada, con los 5.560 megavatios -una cuarta parte del total español- de sus 241 parques. 

"Con la electricidad generada gracias al viento, en Castilla y León se hubiera podido cubrir el consumo anual de un país del tamaño de Estonia", subraya la patronal eólica. Como la comunidad cuenta además con otras fuentes de generación eléctrica, la eólica permitió a Castilla y León ser la segunda comunidad autónoma que más electricidad exportó en 2013, detrás de Extremadura. 

Por su parte, Castilla-La Mancha cubre el 73,7% de su demanda eléctrica con la eólica, mientras que La Rioja concentra el 65,1% de su consumo y Navarra, el 56,5%. Muy cerca de cubrir la mitad de su demanda total se sitúan Galicia y Aragón, con el 48,6% y el 47,6%, respectivamente. 

En el extremo opuesto se sitúan las comunidades autónomas en el que la producción eólica es inexistente... o casi. La Comunidad de Madrid y Extremadura no cubren nada de su demanda eléctrica con la eólica (rigurosamente un 0,0%, según AEE), y Baleares produce sólo un 0,1% de la energía consumida con aerogeneradores.


Fuente: Expansión

miércoles, 9 de julio de 2014

5 soluciones para la rehabilitación térmica de fachadas


Relativamente, desde hace poco tiempo, y ante la necesidad de la reducción de consumo energético y emisiones de CO2 a la atmósfera, se está incorporando la rehabilitación térmica como un nuevo concepto. Si necesitamos rehabilitar un edificio, hagámoslo con criterios energéticamente eficientes. La razón es muy simple. Como ejemplo, en España, más de la mitad de los edificios están construidos sin el aislamiento térmico necesario, con un consumo excesivo de energía. En este artículo, explicaremos cuáles son las ventajas de rehabilitar térmicamente, qué técnicas se pueden utilizar, y qué resultados se obtienen. 

¿Cuándo rehabilitar térmicamente? 

Para un edificio de más de 20 años o insuficientemente aislado, se recomienda una rehabilitación térmica con la que se podría obtener fácilmente un ahorro del 25-30% de la energía consumida en calefacción y/o refrigeración. 

Así mismo, es necesario tener en cuenta, que en la ejecución de una reforma de un edificio, el mayor coste corresponde a la mano de obra, montaje de andamios etc, Por ello, asumiendo que es necesaria la rehabilitación, se debe considerar una mejora en el aislamiento, aunque éste no sea el motivo principal de la obra. 

Como se ha comentado, estas actuaciones, favorecen la reducción de la demanda de calefacción, por lo que son muy recomendables en zonas climáticas frías, priorizando las fachadas orientadas al norte. En zonas climáticas cálidas, las actuaciones irán orientadas a las fachadas sur, este y oeste, limitando la demanda de refrigeración. 

Actualmente las administraciones españolas ofrecen ayudas para mejorar la certificación energética de los edificios, con actuaciones, entre otras, en la envolvente térmica, objeto de este artículo. Resolución de 25 de Septiembre de 2013 de la Secretaría de Estado de Energía. Las Comunidades Autónomas Españolas suelen ofrecer ayudas, a través de los organismos competentes en materia de energía. 

En un futuro, éstas rehabilitaciones, y en consecuencia, las mejoras en las certificaciones energéticas de los edificios y/o viviendas, aportarán además del ahorro energético, un valor añadido, que incluso servirá para posibles subvenciones o mejoras fiscales, facilitando además la posibilidad de venta o alquiler de nuestro inmueble. 

¿Qué soluciones existen para aislar térmicamente una fachada existente? 

Como veremos, existen cuatro soluciones para fachadas, y una para casos de medianeras al aire: 

  • Rehabilitación de fachadas con sistema de aislamiento térmico por el exterior. Sistema SATE-ETICS. 
  • Rehabitación de fachadas por el exterior mediante la incorporación de una fachada ventilada. 
  • Rehabilitación de fachadas medianeras con aislamiento térmico proyectado 
  • Rehabilitación de fachadas mediante la inyección en cámara de aislamiento térmico 
  • Rehabilitación de fachadas con aislamiento térmico por el interior 


¿Qué es un sistema SATE-ETICS? 

Un sistema SATE (Sistema de Aislamiento Térmico por el Exterior), consiste en aplicar en la fachada del edificio un revestimiento aislante protegido por un mortero, fijándose al soporte mecánicamente y/o con adhesivos. Este sistema, se suministra como un conjunto o kit. Se puede utilizar tanto en nueva construcción como en edificios existentes para su rehabilitación. 


Sección Constructiva Sistema SATE Fijación Mediante Perfiles

Sección Constructiva Sistema SATE Fijación Mediante Espigas



Ventajas: 

  • Se eliminan los puentes térmicos, al adecuarse a la forma geométrica de la fachada 
  • Se mejora la estética de la fachada, rejuveneciendo su aspecto 
  • Mínimo mantenimiento 
  • Evita trabajos en el interior. 
  • Se puede instalar en inmuebles ocupados con pocas molestias para los usuarios 
  • No reduce espacio útil 
  • Mejora de aislamiento acústico 
  • Se disminuyen las ganancias por radiación solar directa 
  • Protección estructural contra agresiones externas (lluvia, polución..) 
  • Conservación de la inercia térmica 


A tener en cuenta: 

  • Coste medio 


¿Qué es un sistema con fachada ventilada? 

Un sistema con fachada ventilada, está formado por un aislamiento rígido o semirrígido, generalmente lana mineral, fijado a la fachada existente, y una hoja de protección (formada por vidrios, bandejas, composite, etc) separada del aislamiento, formando una cámara por donde circula el aire por simple convección. La hoja de protección se fija al muro soporte mediante subestructuras diseñadas al efecto. 

Fuente: Shuvent


Ventajas: 

  • Se eliminan los puentes térmicos, al adecuarse a la forma geométrica de la fachada 
  • Se mejora la estética de la fachada, rejuveneciendo su aspecto 
  • Mínimo mantenimiento 
  • Evita trabajos en el interior. 
  • Se puede instalar en inmuebles ocupados con pocas molestias para los usuarios 
  • No reduce espacio útil 
  • Mejora de aislamiento acústico 
  • Se disminuyen las ganancias por radiación solar directa 
  • Protección estructural contra agresiones externas (lluvia, polución..) 
  • Conservación de la inercia térmica 
  • Acompañado de condiciones de ventilación, contribuye a la eliminación de problemas de salubridad interior, como humedades y condensaciones 
  • No precisa de preparaciones previas de la superficie del muro 
  • Permite opcionalmente, alojar instalaciones entre la cámara y el aislante 


A tener en cuenta: 

  • Coste alto Mayor Incremento de espesor de la fachada 


¿Qué es un sistema de inyección de aislamiento en cámara? 

Ante la imposibilidad de una intervención por el exterior, se podrá implementar la solución de inyectar aislamiento térmico en la cámara de aire, siempre que ésta exista y sea accesible. Generalmente el aislamiento térmico es espuma de poliuretano. 

Se debe acudir a esta solución, cuando queden descartadas las otras opciones por el exterior, o cuando el coste que se pueda asumir sea bajo. 

Fuente: Impimur


Ventajas: 

  • Solución para cuando no existe la posibilidad de utilizar un sistema por el exterior 
  • Aporta rigidez a la fachada 
  • Mínimo mantenimiento 
  • Evita trabajos en el interior. 
  • Se puede instalar en inmuebles ocupados con pocas molestias para los usuarios 
  • No reduce espacio útil 
  • Conservación de la inercia térmica 
  • Sistema económico 


A tener en cuenta: 

  • No se puede garantizar la cobertura total del producto, al no ser visible la aplicación 
  • No protege contra las agresiones externas 
  • No se modifica el aspecto estético de la fachada 


¿Qué es un sistema de aislamiento térmico por el interior? 

Consiste en aplicar el aislante térmico por el interior del edificio y revestirlo con material adecuado. Es un sistema a emplear en casos de rehabilitaciones interiores, aprovechando la realización de dichos trabajos, o cuando no se desea modificar el aspecto exterior del edificio (caso de edificios históricos). 

Los materiales comúnmente empleados son poliestireno expandido, o lanas minerales, con revestimientos a base de placa de yeso laminado, ladrillo etc. 

Fuente: Pladur


Ventajas: 

  • Mínimo mantenimiento 
  • No se precisan sistemas de andamiaje que invadan la vía pública 
  • Único sistema adecuado para edificios con grado de protección para patrimonio histórico 


A tener en cuenta: 

  • Coste medio-alto 
  • Pérdida de superficie útil 
  • No resuelve los puentes térmicos 
  • Presenta molestias para los usuarios del edificio en caso de estar ocupado 


¿Qué es un sistema proyectado de poliuretano para medianeras? 

Por derribo de un edificio adyacente, aparecen fachadas medianeras, con importantes deficiencias en el acabado de la fachada, oquedades, falta de sellados e impermeabilidad, y por supuesto, ausencia de aislamiento térmico. 

Por lo tanto, en estas fachadas, se hace necesaria la incorporación de aislamiento. Una de las técnicas a emplear, es la espuma de poliuretano proyectado, con lo que, además, se aporta sellado y consistencia. 

¿Cuáles serían las conclusiones? 

Después de lo visto en los apartados anteriores, cada edificio a rehabilitar requerirá uno u otro tipo de solución dependiendo de las diversas variables a tener en cuenta. A continuación, se muestra una tabla resumen con los cuatro principales sistemas, para que con un vistazo rápido, se puedan visionar las ventajas e inconvenientes de cada uno.






Guía Práctica Rehabilitación de Edificios

Las eléctricas devolverán 153 millones de la factura del segundo trimestre


La restitución será de alrededor de 10 euros para un consumidor tipo 
El reintegro se producirá en la primera factura que se emita después del 1 de julio 

Torretas eléctricas. / ULY MARTÍN
Las eléctricas deberán devolver a los consumidores 153 millones de euros por haber cobrado de más en el segundo trimestre de este año, según los cálculos que maneja el sector. El Gobierno estableció un mecanismo de compensación que fijó el precio de la luz para el primer trimestre en 48,48 euros por megavatio/hora (MWh) y que luego se amplió al segundo, de manera que las eléctricas tendrían que devolver lo facturado de más en caso de que el precio en el mercado resultara inferior. 

Esto es lo que ha ocurrido tanto en la primera como en la segunda parte del año. En el primero el precio medio fue de 26,27 euros por MWh, por lo que tuvieron que devolver 310 millones, cifra que incluye impuestos. Para el segundo cuarto del año el precio medio ha sido de 39,96 euros por MWh, por lo que salen a devolver los 153 millones citados. 

La cantidad que deberán restituir a cada consumidor dependerá de su consumo; pero para un usuario tipo de 3,3 kilovatios (kW) de potencia contratada y 3.000 kilovatio hora (kWh) de consumo anual se le devolverá en torno a 10 euros. En el primer trimestre fue de 25,5 euros, siempre incluidos impuestos. A una familia media con dos hijos de 4,4 kW de potencia contratada y 3.900 kWh de consumo anual, la devolución será algo mayor. 

El reembolso se producirá en la primera factura que se emita después del 1 de julio, según marca la disposición transitoria ligada al sistema de Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), una vez que las comercializadoras se habrán adaptado al nuevo mecanismo, en el que las facturas se emitirán conforme a la evolución del mercado. El nuevo sistema cambió la forma de calcular el precio de la energía y desde el 1 de abril pasó a considerarse directamente el precio del mercado. El sistema obligaba a las compañías a adaptar el sistema de facturación. Los usuarios con bono social, sin embargo, no tienen derecho a la devolución. Según un informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), “cabe concluir que el precio medio de los consumidores acogidos al bono social resultó inferior en todos los casos al PVPC tras la regularización”. Ante esa circunstancia, “no procedería llevar a cabo ninguna regularización en este colectivo”, señala el informe. 

El nuevo mecanismo (PVPC) determina un precio distinto de la electricidad para cada hora o periodo de facturación según los resultados de los mercados de energía eléctrica, que tienen en cuenta el coste de producción de la electricidad, los peajes —incluye las primas a las renovables entre otros conceptos— y los costes de comercialización. Los precios se aplican a los consumidores con una potencia no superior a los 10 kW, independientemente de que tengan contador inteligente o no. Los que tienen entre 10kW y 15kW están en el mercado libre y establecen acuerdos bilaterales. 

Red Eléctrica de España (REE), como operador, es el encargado de calcular y publicar los precios horarios y de poner a disposición del ciudadano las herramientas para gestionar su consumo. Asimismo, se encarga de los perfiles de consumo, que se aplican cuando el usuario no disponga de contador inteligente. Estos perfiles se elaboran de acuerdo con unos patrones de comportamiento, que son públicos y se actualizan cada jueves. 

Existen tres perfiles (general, nocturno y vehículo) que responden a un tipo de tarifa. Estos perfiles cubren tanto a los consumidores de tarifa (16 millones) como de mercado (nueve millones). Con ellos se sabe que es más caro conectar ciertos electrodomésticos a las 10 de la noche que a las ocho de la mañana (entre el 20% y 30% más caro). Si se cambian los hábitos, el consumo se verá reflejado en los perfiles. La curva que publica REE da a conocer que hay un precio horario y la existencia de varias tarifas; ofrece la posibilidad de comprobar la factura; aclara el patrón de consumo que se va a aplicar al que no tiene contador inteligente y para qué sirve este, así como que está cobrando por la energía lo que cuesta.


Publicado por: Miguel Ángel Noceda

lunes, 7 de julio de 2014

Un mapa del riesgo del "fracking" para las aguas subterráneas


Pozo de perforación de una explotación de gas mediante 'fracking' en EEUU. SUSAN BRANTLEY

La búsqueda de gas mediante 'fracking' ha despertado en Europa un encendido debate. De hecho, en España una reciente sentencia del Tribunal Constitucional que rechaza que las Comunidades Autónomas puedan prohibir en su territorio este tipo de prospecciones gasísticas ha levantado ampollas en algunas regiones que habían aprobado -incluso por unanimidad- normas que impedían su desarrollo. La fractura hidráulica -como se conoce a esta técnica en el sector- es una forma de extraer gas natural del subsuelo para la que hay que perforar el lugar escogido y romper estratos rocosos de pizarra a gran profundidad (hasta 5.000 metros bajo la superficie). Para ello se inyecta bajo la superficie agua a presión mezclada con arena y sustancias químicas, algunas de ellas muy contaminantes, para extraer las pequeñas burbujas de este gas impregnadas en la roca. 

Una de las críticas que recibe la técnica por parte de sus detractores es la posibilidad de que ocurran errores en la perforación y se contaminen las aguas subterráneas aptas para consumo humano que se atraviesan en la construcción. Precisamente para aportar a los gestores toda la información posible sobre este riesgo, el servicio geológico británico (British Geological Survey) acaba de publicar un estudio sobre la distancia que separa los acuíferos de las capas geológicas ricas en gas pizarra, o shale gas, como se conoce a este recurso. El trabajo consiste en un mapa que superpone las zonas donde hay aguas subterráneas a las que son susceptibles de albergar hidrocarburos y analiza la distancia entre ambos en cada punto, algo de vital importancia para evaluar el riesgo potencial de que el fracking pueda contaminar con metano o con productos químicos el agua de los acuíferos. 

Un estudio realizado por investigadores de la Universidad de Duke (EEUU), y publicado en la revista científica 'Proceedings of the National Academy of Sciences' (PNAS), concluía a mediados de 2013 que la concentración de gas metano en el agua de consumo humano era seis veces mayor de lo normal y la de etano llegaba a ser hasta 23 veces superior en los pozos situados a un kilómetro de las prospecciones analizadas en el noreste de Pennsylvania, en un yacimiento de gas de pizarra llamado Marcellus. Sin embargo, para la industria del 'fracking' es necesario hacer distinciones entre explotaciones viejas y modernas y entre las exigencias ambientales a uno y otro lado del océano Atlántico. 

«La correcta construcción y cementación de los pozos esencial para asegurar la estanqueidad de pozo y, con ello, la protección del entorno», asegura un portavoz de Shale Gas España, la plataforma que aúna a las empresas interesadas en extraer este combustible en España. «Mediante la utilización del denominado 'triple casing', una triple capa de acero y cemento que mantiene el interior del pozo totalmente aislado, se garantiza la protección de las aguas subterráneas y acuíferos», explican desde Shale Gas España. 

El estudio asegura que en la práctica totalidad de las áreas analizadas -el 92%- los acuíferos están separados del shale gas por al menos 800 metros de estratos geológicos, lo que dificultaría la contaminación en la rotura horizontal del estrato rocoso y limitaría el riesgo al punto de contacto entre pozo y acuífero donde se usa el triple casing. Sin embargo, el mapa señala una zona al norte de Inglaterra, llamada Bowland, en la que hay áreas con menos de 200 metros de separación entre acuíferos y capas con presencia de gas. Y precisamente este lugar fue el primero en el que se estudió el potencial gasístico en Reino Unido. En estos casos, el riesgo es que las pequeñas roturas de la roca provocadas por el 'fracking' en el estrato tras la perforación horizontal puedan ascender esos 200 metros de separación y conectar el agua con el gas presente en la roca. 

«Hemos identificado áreas donde los acuíferos están en relativa estrecha cercanía con los estratos de gas pizarra y en los que cualquier desarrollo debería ser estudiado con un cuidado particular», explicaba John Bloomfield, del British Geological Survey a la BBC. La industria insiste en que los reservorios que contienen este gas no convencional están por lo general separados de los acuíferos por más de 1.000 metros de rocas impermeables. 

Un informe publicado por la Universidad de Durham y citado por Shale Gas España apunta en la misma dirección. «Con los acuíferos de agua potable situados típicamente a unos 300 metros bajo la superficie y con la mayor parte del 'fracking' ocurriendo a profundidades de dos a tres kilómetros, es extremadamente improbable que una fractura hidráulica pueda conectar las dos zonas», concluye. 

Desde Shale Gas España aseguran que en nuestro país estas prospecciones se harán con todas las garantías ambientales. «Las operaciones en España se realizarán sin excepción en condiciones de vertido cero, es decir, que el fluido se almacenará, una vez separado el gas que pudiera contener, en balsas o tanques certificados y sellados para su tratamiento o eventual reciclaje», aseguran desde Shale Gas España. 

Terremotos a distancia 

En Estados Unidos, las aguas contaminadas que se generan durante el proceso de extracción de petróleo y gas se suelen inyectar en el espacio subterráneo dejado por los hidrocarburos. Los científicos demostraron en 2013 que esta técnica puede afectar a las tensiones geológicas de zonas en las que hay presencia de fallas. Pero se estimaba que estos temblores de tierra no afectaban a más de 20 kilómetros de distancia. Sin embargo, un estudio publicado hoy en Science, revela que cuatro pozos de inyección situados en Jones, Oklahoma (EEUU) afectan hasta a 35 kilómetros y son capaces de provocar hasta el 20% de los terremotos de todo el centro de EEUU. Oklahoma ya ha superado a California - el estado que suele ostentar el récord- en número de terremotos al año. En cualquier caso, la reinyección no se va a utilizar ni ahora ni en el futuro en los proyectos de exploración de gas no convencional en España, según un portavoz de Shale Gas España. «El agua de retorno que se recupera tras el proceso de estimulación hidráulica se almacenará en tanques para su tratamiento o reciclaje», explica.


Publicado en: El Mundo