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CitarCOMERCIO EXTERIOREl déficit energético supera en dos meses las primas renovables de todo un añoEl saldo negativo entre exportaciones e importaciones de petróleo y gas ronda los 8.000 millones. Las subvenciones a la energía verde ascendieron a 6.856 en 2011.A. M. Vélez (04-05-2012)La elevada dependencia energética de España pesa como una losa en su economía. Y arroja cifras llamativas: sólo entre enero y febrero, el déficit energético (saldo negativo entre las exportaciones e importaciones de productos energéticos) ha alcanzado los 8.005 millones de euros, según datos del Ministerio de Economía y Competitividad. La cifra supone un aumento del 11,8% respecto al mismo periodo de 2011 y supera con creces los 6.856 millones de euros que se destinaron el año pasado a subvencionar las primas a las energías renovables, que se sufragan a través de la tarifa eléctrica.El incremento, más que a una mayor demanda de energía (España está en recesión y el consumo se resiente), se debe al encarecimiento del crudo en los primeros meses del año, como consecuencia de las tensiones con Irán.De esos más de 8.000 millones de déficit energético, buena parte (5.812 millones) correspondieron a importaciones de petróleo y sus derivados; 2.021 millones, a gas, y 172 millones, a carbón y electricidad. La energía es la primera partida en las importaciones españolas (una cuarta parte del total). En un año, las compras de energía a terceros países han aumentado un 15,2%. Por partidas, las de petróleo han crecido un 13,5% y las de gas, un 21%. Aun así, y gracias al tirón de las exportaciones, en enero y febrero el déficit comercial se redujo un 9,3% interanual, hasta 7.414 millones.Cuando el petróleo se encarece, a la economía española se le notan las costuras: se calcula que, por cada dólar extra en el precio del barril, el impacto asciende a 600 millones de euros. Aun así, el ahorro energético no parece estar, de momento, entre las prioridades del ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria. El ministro se ha volcado en encontrar una solución al déficit de tarifa eléctrico (diferencia entre ingresos y costes regulados del sistema), el mayor problema del sector energético español, mediante medidas como la suspensión de nuevas instalaciones renovables y el recorte de algunos costes eléctricos. Sin embargo, no se descarta que Soria incluya alguna medida de impulso al ahorro en la reforma energética que quiere culminar para enmendar el citado déficit tarifario. Hasta ahora, cuando el titular de Industria ha citado la cuestión del ahorro energético, ha sido para defender la búsqueda de petróleo en su Canarias natal. Soria calcula que, de haber crudo en esa zona, la factura energética española se abarataría en 28.000 millones de euros. Desde su nombramiento, Soria no ha adoptado ninguna medida de ahorro energético y ha colocado al frente del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE, principal organismo de promoción de las renovables) a Fidel Pérez Montes, miembro del grupo de Energía de FAES, el think tank del PP.URL: http://vozpopuli.com/empresas/2773-el-deficit-energetico-supera-en-dos-meses-las-primas-renovables-de-todo-un-ano
COMERCIO EXTERIOREl déficit energético supera en dos meses las primas renovables de todo un añoEl saldo negativo entre exportaciones e importaciones de petróleo y gas ronda los 8.000 millones. Las subvenciones a la energía verde ascendieron a 6.856 en 2011.A. M. Vélez (04-05-2012)La elevada dependencia energética de España pesa como una losa en su economía. Y arroja cifras llamativas: sólo entre enero y febrero, el déficit energético (saldo negativo entre las exportaciones e importaciones de productos energéticos) ha alcanzado los 8.005 millones de euros, según datos del Ministerio de Economía y Competitividad. La cifra supone un aumento del 11,8% respecto al mismo periodo de 2011 y supera con creces los 6.856 millones de euros que se destinaron el año pasado a subvencionar las primas a las energías renovables, que se sufragan a través de la tarifa eléctrica.El incremento, más que a una mayor demanda de energía (España está en recesión y el consumo se resiente), se debe al encarecimiento del crudo en los primeros meses del año, como consecuencia de las tensiones con Irán.De esos más de 8.000 millones de déficit energético, buena parte (5.812 millones) correspondieron a importaciones de petróleo y sus derivados; 2.021 millones, a gas, y 172 millones, a carbón y electricidad. La energía es la primera partida en las importaciones españolas (una cuarta parte del total). En un año, las compras de energía a terceros países han aumentado un 15,2%. Por partidas, las de petróleo han crecido un 13,5% y las de gas, un 21%. Aun así, y gracias al tirón de las exportaciones, en enero y febrero el déficit comercial se redujo un 9,3% interanual, hasta 7.414 millones.Cuando el petróleo se encarece, a la economía española se le notan las costuras: se calcula que, por cada dólar extra en el precio del barril, el impacto asciende a 600 millones de euros. Aun así, el ahorro energético no parece estar, de momento, entre las prioridades del ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria. El ministro se ha volcado en encontrar una solución al déficit de tarifa eléctrico (diferencia entre ingresos y costes regulados del sistema), el mayor problema del sector energético español, mediante medidas como la suspensión de nuevas instalaciones renovables y el recorte de algunos costes eléctricos. Sin embargo, no se descarta que Soria incluya alguna medida de impulso al ahorro en la reforma energética que quiere culminar para enmendar el citado déficit tarifario. Hasta ahora, cuando el titular de Industria ha citado la cuestión del ahorro energético, ha sido para defender la búsqueda de petróleo en su Canarias natal. Soria calcula que, de haber crudo en esa zona, la factura energética española se abarataría en 28.000 millones de euros. Desde su nombramiento, Soria no ha adoptado ninguna medida de ahorro energético y ha colocado al frente del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE, principal organismo de promoción de las renovables) a Fidel Pérez Montes, miembro del grupo de Energía de FAES, el think tank del PP.URL: http://vozpopuli.com/empresas/2773-el-deficit-energetico-supera-en-dos-meses-las-primas-renovables-de-todo-un-ano
Pues parece que a medio plazo la apuesta energetica japonesa es el gas ruso:http://german.ruvr.ru/2012_05_03/73649870/Japon planea la construccion de un gaseoducto desde Rusia (y otro golpe al dolar ya que dudo mucho que utilicen la divisa yanki en los intercambios energeticos).
Canarias acogerá el primer aerogenerador marino de GamesaMike McGovernMartes, 08 de mayo de 2012 Un año despues de que Energías Renovables informara sobre un posible proyecto cuasi eólico-marino de Gamesa para el Muelle de Arinaga, al sureste de Gran Canaria, el propio tecnólogo acaba de confirmar que, efectivamente, pretende instalar en dicho emplazamiento su primer prototipo marino, una máquina de 5 MW de potencia. La decisión congela el proyecto de instalar el primer prototipo en Virginia (Estados Unidos).El aerogenerador será erigido sobre un espigón del muelle de Arinaga, expuesto al régimen de vientos marino. Gamesa asegura que prevé montar la máquina en el segundo trimestre de 2013 "con el objetivo de conseguir la certificación en meses posteriores, que permita la instalación de preseries en el mar, entre finales de 2013 y principios de 2014". La máquina es una G128-5,0 MW, uno de los pilares de la apuesta de Gamesa por desempeñar "un papel relevante en el mercado offshore [marino]". Gamesa está desarrollando su tecnología marina en el centro principal de I+D offshore que la multinacional vasca tiene en Glasgow (Reino Unido), en sus laboratorios de Virginia (Estados Unidos, EEUU) y en la sede de la compañía en España. Según la empresa, el prototipo eólico marino de Gamesa se convertirá en "el primero de un aerogenerador marino instalado en España" (hace unas semanas, no obstante, Acciona Windpower anunció también su intención de instalar, "en la segunda mitad de 2013", no solo el primer aerogenerador en aguas españolas sino, también, uno de los pocos prototipos flotantes que existen en el mundo). En todo caso, la carrera por saltar al mar parece haber enfilado ya su recta final.Un régimen de viento excepcionalGamesa ha seleccionado Arinaga "atendiendo a condiciones técnicas y de recurso eólico de la zona" y tras haber analizado otros emplazamientos. Según la compañía, el lugar finalmente elegido presenta "características óptimas para la instalación, validación y certificación del prototipo". En la misma línea se ha manifestado Gonzalo Piernavieja, del Instituto Tecnológico de Canarias (ITC), quien ha asegurado que Arinaga es una zona "donde hay más viento que casi en cualquier otro parte del mundo”. Así pues, la ubicación seleccionada "permitirá la optimización de la inversión en la producción y transporte del prototipo, ya que sus componentes se fabricarán en centros de Gamesa en España", señala la propia compañía.Virginia se enfríaLa instalación del primer prototipo marino de Gamesa en Europa "congela" el proyecto del prototipo marino previsto en la ciudad estadounidense de Cape Charles, Virginia (EEUU). "El objetivo de diseñar una turbina marina competitiva en el centro tecnológico de Virginia se ha cumplido, pero las perspectivas del mercado offshore norteamericano y sus condiciones regulatorias en este segmento no justifican de momento el siguiente paso, la instalación del prototipo en Estados Unidos", según señala Gamesa. “El mercado eólico marino evoluciona con paso firme, pero el ritmo de la demanda se encuentra determinado por factores económico-financieros y la dificultad de acceso al crédito de los promotores", comenta Jorge Calvet, presidente de Gamesa. Según Calvet, "existe un fuerte compromiso en países como el Reino Unido, Alemania, Francia y China y la situación actual en Estados Unidos lleva a pensar que, aparentemente, el offshore en este mercado se desarrollará más tarde", añade. "Estas circunstancias hacen, si cabe, más importante la racionalidad en la toma de decisiones, tanto desde el punto de vista tecnológico, como económico”, insiste. Por tanto, Gamesa afirma que su centro tecnológico de Virginia, "reducirá paulatinamente su actividad hasta finales de año, una vez completadas las labores de diseño de la plataforma offshore G11X-5,0 MW".Tecnología validada en tierraNo obstante, Gamesa asegura que "continúa apostando por el mercado eólico onshore [terrestre] norteamericano, estratégico en sus planes de negocio e inversión. La compañía se ha convertido en el tercer fabricante de este mercado por potencia instalada en el primer trimestre de 2012, tal y como informó Energías Renovables hace una semana. "Al mismo tiempo, seguirá muy de cerca el segmento marino con el objetivo de analizar fórmulas de participación en proyectos futuros", añade la compañía.La máquina marina G128-5,0 MW cuenta con un rotor de 128 metros de diámetro y un diseño modular. Incorpora, asimismo, la tecnología validada por Gamesa en el aerogenerador G10X-4,5 MW, además del conocimiento y experiencia adquiridos durante la explotación de dicho modelo en tierra. "Partir de una tecnología probada, validada y certificada representa una ventaja competitiva indiscutible", asegura Javier Perea, director general comercial marino de Gamesa.
Gracias por las buenas noticias, Kaprak63, podrías poner los enlaces a la fuente original?(se agradece)
Lección de Marruecos: pagará por la termosolar la mitad que en EspañaRabat ultima la adjudicación de su primer proyecto de este tipo. En liza, Abengoa y ACS, aliada con la italiana Enel.A. M. VÉLEZ (07-05-2012) Marruecos parece haber tomado nota de los errores de planificación cometidos por España en el desarrollo de la energía termosolar. La Agencia Marroquí para la Energía Solar (Masen) ultima la adjudicación del primer proyecto de estas características en ese país y en el sector se da por hecho que el consorcio ganador recibirá por su producción entre 140 y 160 euros por megavatio hora (MWh). Las cifras están muy lejos de los 281 euros/MWh de prima que cobrarán las termosolares que este año entran en operación en España.El proyecto marroquí, ubicado en la provincia de Ouarzazate, es la primera fase (125 MW) de un plan que pretende tener operativos 500 MW solares (también fotovoltaicos) en 2015. Es el arranque del denominado Plan Solar Marroquí, que se presentó en 2009 y que contempla tener 2.000 MW de este tipo instalados en 2020, lo que supondrá una inversión estimada en 9.000 millones de dólares (unos 6.800 millones de euros).Gane quien gane, hablará español. Tras una criba inicial entre 19 aspirantes, Masen dio a conocer a finales de 2010 los cuatro consorcios finalistas, de los que sólo quedan en liza tres: el encabezado por la andaluza Abengoa (aliada con la nipona Mitsui y la compañía nacional de Abu Dhabi); un consorcio en el que participan dos ingenierías españolas, Aries y TSK; y el formado por la constructora ACS en alianza con la italiana Enel. La prensa local da por descartada la oferta de Orascom, a la que algunos expertos daban por favorita. La egipcia se presentaba en alianza con la alemana Solar Millenium, que suspendió pagos en diciembre pasado.Marruecos, que, como España, tiene un problema de dependencia energética (apenas produce gas ni petróleo), pagará primas inferiores por tres factores, según expertos del sector: el desarrollo tecnológico de la termosolar en los últimos años; la mayor irradiación solar en ese país (unas 3.000 horas al año, frente a las 2.500 horas de la mitad del sur de España, donde se ubica la mayoría de proyectos) y, especialmente, el mayor tamaño de la planta, que permite abaratar el coste de generación. En España, las termosolares no pueden tener más de 50 MW de potencia si quieren cobrar prima.Esta tecnología está en el centro del debate, de cara a la reforma energética que prepara el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, para acabar de una vez con el denominado déficit de tarifa (diferencia entre ingresos y costes regulados del sistema eléctrico). La reforma podría incluir algún recorte a la retribución de la termosolar, que las eléctricas tradicionales consideran exagerada (su patronal, Unesa, ha pedido una moratoria total). La reciente suspensión de primas a las energías renovables (a cuya explosión en los últimos años se atribuye que el déficit se haya disparado) no ha afectado a las termosolares previstas hasta finales del año que viene. La moratoria sí cortó el grifo de subvenciones (con cargo a la tarifa eléctrica) para fotovoltaica y eólica.La termosolar, que tiene en empresas como Abengoa, Acciona y ACS a sus principales exponentes, está, de algún modo, con las manos atadas: las plantas que entrarán en operación hasta 2013 tuvieron que comprometer en 2009 el 50% de la inversión prevista (a precios de 2009, mayores que ahora) para inscribirse en el prerregistro que puso en marcha el antecesor de Soria, Miguel Sebastián, y tener derecho a cobrar prima. Ese requisito ha impedido que los promotores (y los consumidores) se aprovechen de las mejoras tecnológicas de una fuente de generación todavía en fase de despegue.
El Gobierno tendrá que tomar una decisión. No creo que haya un problema de seguridad jurídica, porque a nosotros ya se nos ha recortado en distribuciónEnviado por: ECOticias.com / Red / Agencias, 08/05/2012, 17:49 h | (64) veces leídaGas Natural Fenosa considera "necesario" recortar la partida anual de cerca de 7.600 millones en incentivos al régimen especial, en la que figuran las primas a las renovables, y asegura que una medida de este tipo sería legal y no generaría problemas de seguridad jurídica, ha indicado el consejero delegado de la compañía, Rafael Villaseca, durante una conferencia con analistas. "El Gobierno tendrá que tomar una decisión. No creo que haya un problema de seguridad jurídica, porque a nosotros ya se nos ha recortado en distribución y no hay ninguna razón que impida hacerlo en otro negocio regulado como el de las renovables. No se trata de algo retroactivo", ha afirmado. Villaseca ha advertido además de que si el Gobierno no traspasa de la tarifa de luz a los Presupuestos Generales del Estado (PGE) el coste de la actividad extrapeninsular, el sistema eléctrico tendría que hacer frente a un agujero adicional de 2.000 millones en 2012. "Si esto no se puede cumplir, sería necesario hablar de incrementos de tarifas para que cuadre el sistema", ha señalado el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, después de explicar que, de no ser por las extrapeninsulares, el déficit de tarifa de 2012 se situaría en el tope legal de 1.500 millones previsto para este año. El directivo ha anunciado además que, tras el reciente recorte en la retribución a la actividad distribución aplicado por el Gobierno, Gas Natural Fenosa va a "ajustar su política de inversión" en esta área. "Pensar que las partidas tradicionales van a resolver el problema es imposible", ha afirmado el directivo, quien apuntó a las renovables y a los "subsidios" que se cargan en el recibo de la luz como el principal problema para la sostenibilidad del sistema eléctrico. Más del 60% del coste de la tarifa, o unos 10.600 millones de euros, corresponde a subsidios que "no deberían estar ahí", ha afirmado Villaseca, antes de pedir al Gobierno "ataque en profundidad las razones del problema".
La situación energética de Japón es "bastante grave", según afirma el ministro nipón de IndustriaEl ministro nipón de Industria, Yukio Edano, afirmó este martes que la situación energética de Japón es "bastante grave", tras la paralización el sábado de su último reactor nuclear activo, aunque matizó que se intentarán evitar las restricciones eléctricas obligatorias este verano.EFE MADRID 07 · 05 · 2012 Edano, al frente de Industria desde septiembre de 2011, hizo estas declaraciones después de que un informe apuntara a que en la provincia de Kansai, la más poblada de Japón, la demanda de energía podría superar a la oferta hasta casi un 15 por ciento en las horas punta de este verano.El ministro mostró su deseo de "evitar imponer medidas obligatorias de ahorro de energía" en los meses de más calor, pero también reconoció, en declaraciones recogidas por la agencia Kyodo, que la situación es preocupante.La crisis nuclear desatada en Fukushima por el devastador tsunami de marzo del año pasado ha llevado a la paralización gradual, por seguridad o mantenimiento, de todos los reactores nucleares comerciales del archipiélago, el último de ellos el de Tomari (norte), detenido el pasado fin de semana.Antes del accidente nuclear la tercera economía mundial obtenía casi un 30 por ciento de su electricidad gracias a las centrales atómicas, por lo que en los últimos meses el país ha tenido que aumentar el ritmo de sus plantas térmicas y las importaciones de hidrocarburos.El pasado verano, el Gobierno impuso las primeras restricciones eléctricas obligatorias en 37 años en algunas áreas de Tokio y Tohoku (noreste de Japón) para afrontar la escasez eléctrica provocada por la crisis en Fukushima Daiichi.Para ahorrar electricidad, parte de la industria nipona tomó medidas como la de cambiar turnos para hacer funcionar las fábricas los fines de semana, cuando el consumo es generalmente menor, y pararlas en cambio los jueves y viernes, lo que podría repetirse este verano.Desde que el tsunami provocara en Fukushima la peor crisis nuclear desde la de Chernóbil ninguno de los reactores nipones parados han sido reactivados, ya que antes necesitan el visto bueno de las autoridades locales, que por el momento se oponen a su reapertura.Japón detiene el último de sus reactores nucleares en activo tras la crisis de la planta de FukushimaLa detención del último reactor nuclear activo en Japón, dejará al país sin ninguna de las 54 centrales atómicas con las que contaba en funcionamiento antes de la crisis desatada en marzo de 2011 en la planta de Fukushima.Con la parada por revisión rutinaria del reactor número 3 de la central nuclear de Tomari, en la isla septentrional de Hokkaido, Japón dejará de producir electricidad a través de la energía nuclear por primera vez en 42 años.La operadora de la planta, Hokkaido Electric Power, comenzó a reducir la potencia del reactor de Tomari para proceder a la detención de su generador, en un proceso que concluyó en unas tres horas, según informó la televisión local NHK.Con todos sus reactores detenidos, y ante las pocas posibilidades de reactivar ninguno de ellos a corto plazo, Japón, un país que dependía en cerca de un 30% de este tipo de energía antes de Fukushima, teme que las altas temperaturas del verano disparen la demanda y se pueda producir una falta de suministro energético.Desde que el tsunami del pasado 11 de marzo de 2011 arrasara la costa noreste del país y causara la peor crisis nuclear desde Chernóbil (Ucrania), el Gobierno reforzó las medidas de seguridad en las centrales, a las que exige superar unas pruebas de resistencia ante catástrofes similares a la del año pasado.A pesar de que de los reactores 3 y 4 de la central nuclear de Oi, en la región de Kansai (centro), superaron los test de seguridad, el Gobierno se topó para su reactivación con el rechazo de las regiones y ciudades que acogen las centrales, en las que se esperan cortes en el suministro durante el verano.En este sentido, el Gabinete del primer ministro, Yoshihiko Noda, intensificó las reuniones para intentar convencer a las administraciones locales de la necesidad de reactivar las unidades de Oi, que según sus cálculos podrían aportar hasta 2,36 millones de kilovatios extra en la región.Para poder garantizar la demanda sin energía nuclear en las grandes ciudades del país como Tokio, cuya área metropolitana cuenta con más de 30 millones de habitantes, las operadoras eléctricas potenciaron el uso de las plantas térmicas, lo que intensificó el gasto en la importación de crudo y gas licuado.