Empresas — Industria al día

Repsol descubre en Trinidad y Tobago su mayor volumen de gas de los últimos cinco años

09/06/2017 at 08:00

Repsol ha descubierto en Trinidad y Tobago su mayor volumen de gas de los últimos cinco años. Se trata también del mayor descubrimiento de gas en ese país en la última década. La compañía estima unos recursos de unos 2 billones de pies cúbicos de gas (2 TCF, en sus siglas en inglés), lo que equivale a dos años del consumo de gas en España.

El hallazgo se ha realizado en dos pozos, denominados Savannah y Macadamia, situados en East Block, un bloque ubicado dentro de la cuenca de Columbus, al este de la isla de Trinidad, en una lámina de agua de unos 150 metros.

Repsol participa con un 30% en el consorcio descubridor, bpTT, mientras que el resto pertenece a BP.

Después de Estados Unidos, Trinidad y Tobago es el país más importante en términos de producción para Repsol. La compañía produjo en este país 101.887 barriles equivalentes de petróleo al día en 2016.

Este hallazgo se suma al realizado por Repsol el pasado mes de marzo en Alaska,el mayor descubrimiento convencional de hidrocarburos logrado en los últimos 30 años en suelo estadounidense. Los recursos contingentes de la formación donde se realizó el hallazgo, denominada Nanushuk, podrían alcanzar los 1.200 millones de barriles recuperables de crudo ligero.

Con este descubrimiento, ya son 47 los hallazgos de hidrocarburos conseguidos por Repsol en los últimos diez años, entre los que se incluyen ocho de los mayores a escala mundial en su año.

Desarrollo del Proyecto Angelin
Por otro lado, las autoridades de Trinidad y Tobago han autorizado el desarrollo del proyecto Angelin, en el que Repsol también tiene una participación del 30%. Este campo está situado en el West Block, a 60 kilómetros de la isla de Trinidad, y su producción se estima en aproximadamente 600 millones de pies cúbicos de gas al día (109.000 barriles equivalentes de petróleo al día).

La fase de perforación de este proyecto comenzará previsiblemente durante el segundo semestre de 2018, para empezar a producir en 2019.

Repsol está presente en Trinidad y Tobago desde 1995 a través del negocio de Upstream (exploración y producción de hidrocarburos). La compañía cuenta con derechos mineros sobre tres bloques marinos en fase de producción o desarrollo. Adicionalmente, Repsol participa en otros dos bloques en fase exploratoria.

La producción neta de Repsol en Trinidad y Tobago en 2016 se situó en 3,9 millones de barriles de líquidos y 187,5 billones de pies cúbicos estándar de gas natural, lo que equivale a 101.887 barriles de petróleo al día. Las reservas probadas netas de petróleo y gas natural al cierre del ejercicio ascendían a 291,4 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Aproximadamente, el 65% de la producción y el 75% de las reservas totales de Repsol son gas, un hidrocarburo fundamental en la transición hacia un modelo energético más bajo en carbono.

Fuente: Repsol.

La industria del acero pide que el mercado de CO2 no la penalice

02/06/2017 at 08:00

El sector del acero europeo, a través de la asociación Eurofer, pidió ayer a las instituciones de la Unión Europea que la inminente reforma del sistema de comercio de emisiones de la Unión Europea (ETS) para el período 2021-2030 no penalice a la industria siderúrgica. «En Europa, debemos ser capaces de producir aceros innovadores que apuntalen la sociedad moderna y ayuden a reducir las emisiones de CO2» a través de un esquema que «preserve una industria del acero sostenible y globalmente competitiva», señaló Eurofer en una carta abierta.

Acerinox

Factoría de Acerinox en Palmones. 

El director general de esa plataforma que representa el 100 % del acero producido en Europa, Axel Eggert, se dirigió al Consejo Europeo (que representa a los países de la UE) el Parlamento Europeo y la Comisión Europea, con una carta rubricada por los presidentes y consejeros delegados de 76 empresas siderúrgicas europeas, entre ellas las españolas Acerinox , Celsa, Aceros Inoxidables Olarra o AG Siderúrgica Balboa. Esas tres instituciones iniciarán hoy la última fase de negociación para actualizar un sistema que representa el 40% de las emisiones de gases de efecto invernadero en la Unión Europea y se aplica a 11.000 plantas industriales con gran consumo de energía. «Pueden evitar cargar al sector con mayores costes que constreñirían la inversión o que incrementarían el riesgo de pérdida de empleos en la UE y el cierre de plantas», apunta la misiva. Para los líderes de la industria, las referencias de eficiencia para CO2 (benchmarks) para la producción de acero son «técnicamente imposibles de alcanzar», motivo por el que «la legislación de EU ETS genera altos costes de carbono incluso para las mejores siderúrgicas de Europa, a pesar de que el sector ha sido claramente reconocido en la propia Evaluación de Impacto de la Comisión Europea como de muy alto riesgo de deslocalización debido al CO2 (fuga de carbono)».

Los productores de acero temen que la legislación comunitaria en preparación pueda favorecer «importaciones de acero de competidores de terceros países que no tienen esos costes y que dejan una huella de carbono mucho mayor que el acero producido en la UE». Solicitan que no se retire el exceso de permisos de emisiones a los que pueden acceder las empresas y que el ritmo de ajuste en los próximos años no sea muy pronunciado. Las reivindicaciones del sector pasan por que las mejoras que han sido acordadas por el Parlamento Europeo sobre los gases de proceso, porcentaje de subasta, factor de corrección intersectorial y costes indirectos sean también aceptadas en el Consejo Europeo. Desde su punto de vista, si la directiva EU ETS se adoptase sin algunas de las mejoras solicitadas por el Parlamento Europeo, «habría una escasez de concesiones de emisiones» para la industria europea de alrededor del 35% en 2030, al tiempo que «no habrá ya remanente alguno de asignaciones anteriores para aliviar el impacto tras el periodo 2020 en siderurgia». El sector quedará además «incluso aún más expuesto debido al pase en exceso del coste de carbón al precio de la electricidad», señalan, antes de considerar que «casi ningún otro sector de la industria bajo el EU ETS se enfrenta a limitaciones similares».

En funcionamiento desde 2005, el ETS fue el primer sistema del mundo para controlar las emisiones contaminantes, y sigue siendo el más amplio. El reto de su reforma reposa en encontrar un equilibrio para alcanzar las metas climáticas sin empujar a que las firmas industriales deslocalicen su producción fuera de la UE. Para mantenerse en los márgenes, las empresas pueden elegir entre invertir en tecnologías menos contaminantes o comprar derechos de emisión en el mercado. El importe de esos derechos debería rondar 25 euros por tonelada de CO2 emitida, pero la caída de la demanda como consecuencia de la crisis económica, entre otros factores, han hecho que a partir de 2008 los precios tocaran niveles de 4 euros, cuantía que no supone un incentivo para la transición tecnológica.

Fuente: Eurofer.

Cepsa obtiene la certificación ambiental para sus productos LAB

31/05/2017 at 08:00

Cepsa acaba de obtener la Certificación ambiental EPD (Environmental Product Declaration) para sus productos LAB y LABSA fabricados en sus plantas de San Roque y Canadá (Bécancour). La compañía ha obtenido cinco certificaciones EPD (para los productos Petrelab 550, Petrelab 550Q, Petrelab 500Q, Petresul 550 y Petresul 550Q) que convierten a Cepsa en pionera mundial en el sector del LAB en obtener esta certificación, adelantándose a la futura normativa sobre esta materia.

Coral Verge, Responsable de Tutela de Producto de Cepsa; Antonio Almodóvar, Responsable de Zona de la empresa certificadora DNV GL; José Manuel Martínez, Director de Petroquímica de Cepsa; y Niurka Sancho, Directora de Desarrollo e Innovación de Petroquímica

Coral Verge, Responsable de Tutela de Producto de Cepsa; Antonio Almodóvar, Responsable de Zona de la empresa certificadora DNV GL; José Manuel Martínez, Director de Petroquímica de Cepsa; y Niurka Sancho, Directora de Desarrollo e Innovación de Petroquímica

La EPD es una declaración ambiental certificada según la norma internacional ISO 14025. Se trata de una información ambiental sobre un producto basada en el análisis de su ciclo de vida. Su metodología supone analizar y cuantificar la huella ambiental de los productos en sus diferentes etapas, desde la obtención de las materias primas y fuentes de energía que se utilizan para su producción hasta su destino final como residuo. La planta química de Puente Mayorga consta de ocho unidades, una unidad de servicios auxiliares y el área de tanques de almacenamiento de materias primas y productos acabados. Ocupa una superficie de 28 hectáreas, de las que cuatro corresponden a la planta de fabricación.

Desde abril de 1992, la fábrica de San Roque también está adherida de forma voluntaria al programa internacional de la Industria Química Compromiso de Progreso (Responsible Care). En este programa están establecidos seis códigos con los que se audita la situación en las áreas de: Protección del Medio Ambiente, Seguridad y Salud en el Trabajo, Seguridad de los Procesos, Distribución, Tutela de Producto, Comunicación y Respuesta ante Emergencias. A nivel medioambiental, el compromiso de Cepsa es alcanzar un sólido desempeño mediante el control del impacto de sus actividades. Para ello, la compañía integra en su sistema de gestión los procesos ambientales definidos por la norma internacional ISO 14001 y da cumplimiento a una serie de exigencias que tienen por objeto promover la protección ambiental y optimizar la gestión eficiente de recursos y residuos mediante su equilibrio respecto a los aspectos socioeconómicos.

Fuente: Cepsa.

Cepsa apuesta en Gastech por el GNL como combustible para transporte marítimo

18/05/2017 at 08:00

Cepsa ha presentado en Gastech Exhibition & Conference, el encuentro internacional más importante del sector del gas que se celebró en abril en Tokio, un informe —paper— en el que destaca el Gas Natural Licuado (GNL) como el combustible para transporte marítimo con mayor potencial de crecimiento en el mercado global por su seguridad, disponibilidad y precio. Se trata, además, de un producto respetuoso con el medio ambiente que cumple con las políticas energéticas internacionales que exigen el uso de combustibles más limpios.

Cepsa, única empresa española suministradora de gas natural que participa como ponente en Gastech, ha destacado también que la práctica totalidad de los puertos europeos cumplen con las condiciones de seguridad que requiere el reabastecimiento de GNL. Además, la Península Ibérica, que dispone de una amplia red de suministro de GNL, tiene un enorme potencial con este combustible ya que la mayoría de las rutas de navegación Oeste-Este pasan por ella.

Antonio Melcón y Juan Carbayo, director general y responsable de Desarrollo de Negocio, respectivamente, de Cepsa Gas Comercializadora.

Antonio Melcón y Juan Carbayo, director general y responsable de Desarrollo de Negocio, respectivamente, de Cepsa Gas Comercializadora.

Antonio Melcón, director general de Cepsa Gas Comercializadora (CGC), ha señalado que «para conseguir el liderazgo del GNL como combustible principal para el transporte marítimo en todo el mundo es fundamental que los actores involucrados en su gestión – armadores, autoridades, empresas distribuidoras, operadores de infraestructuras, etcétera – trabajen en su desarrollo de manera coordinada”. Melcón ha destacado que CGC es uno de los principales expedidores de GNL en España y que entre sus objetivos se encuentra reforzar su liderazgo mediante el incremento de sus ventas de este combustible. En este sentido ha remarcado que “gracias a nuestra capacidad de gestión, Cepsa se ha convertido en un referente mundial en el suministro de GNL a buques”.

Juan Carbayo Puig, responsable de Desarrollo de Negocio de CGC, ha apuntado durante su intervención que «en 2018, Cepsa se convertirá en la primera compañía con capacidad para suministrar GNL ship to ship con nuestra nueva Gabarra Multiproducto en España, concretamente en el Puerto de Barcelona».

Según se ha dado a conocer, el uso del GNL como combustible constituye una alternativa que puede dar respuesta a las condiciones de la Organización Marítima Internacional (OMI) que exige, entre otros, la reducción de las emisiones de óxidos de azufre (SOx) y óxidos de nitrógeno (NOx), así como la implantación de más sistemas de control de emisiones en determinadas zonas marítimas. Según establece la OMI, las emisiones de azufre deberán reducirse al 0,5% con fecha 2020 a escala global.

Cepsa Trading y Bunker

Cepsa, una de las compañías líderes del mercado energético en España, tiene presencia en 50 puertos a través de cisternas y cuenta con siete terminales para el suministro a buques, así como con 13 gabarras. Anualmente, la Compañía suministra 5,2 millones de toneladas de combustible para buques.

Cepsa también tiene una presencia destaca en el suministro de combustibles marinos en Panamá y los Emiratos Árabes Unidos.

Fuente: Cepsa.

Cepsa aumenta su capacidad de producción de LAB y LABSA en Brasil hasta las 260.000 toneladas al año

08/05/2017 at 08:00

Cepsa acaba de culminar el proyecto de ampliación de la producción de la planta Deten Química, situada en Brasil. El proceso de revamping permite aumentar la capacidad de producción hasta las 260.000 toneladas. Con este desarrollo Cepsa reafirma su posición de liderazgo internacional en la producción de Alquilbenceno lineal (LAB), alcanzando una capacidad global de 600.000 toneladas.

El proyecto de mejora de la fábrica ha supuesto una inversión de 64 millones de euros e incluye además de los trabajos en el área de proceso, con la adquisición de 65 nuevos equipos y la transformación de parte de los ya existentes, la construcción de una nueva subestación eléctrica. Los trabajos desarrollados como parte del revamping de Deten Química han permitido además introducir diversas innovaciones tecnológicas, mejorar la calidad del producto y la eficiencia energética de la planta y sus emisiones a partir de un menor consumo de gas natural y electricidad, así como optimizar los procesos de producción.

Planta de Cepsa en Brasil.

“El revamping acometido nos permitirá atender en mayor medida la demanda creciente del mercado Sudamericano. Además, podremos dar respuesta al aumento de la demanda local de LAB en Brasil, que prevemos que crezca a un ritmo del 2,3% anual hasta 2030.” afirma José Manuel Martínez, Director de Petroquímica de Cepsa.

Cepsa es líder mundial en la producción de alquilbenceno lineal (LAB), materia prima esencial en la elaboración del surfactante más utilizado a nivel internacional en la producción de detergentes biodegradables. La compañía dispone de plantas especializadas en LAB en España, Canadá y Brasil, cuya producción total representa el 15% del suministro mundial. En Latinoamérica, la producción de LAB de la compañía supone el 55% del suministro en estos países.

Cepsa es además pionera en desarrollos tecnológicos de producción de LAB y su know how es utilizado en compañías de todo el mundo. En los últimos años cuatro de cada cinco nuevas plantas de LAB se han construido con tecnología Detal colicenciada por UOP y Cepsa.

Cepsa en Brasil

Junto a la presencia en el país a través de Deten Química, participada en un 72% por Cepsa y un 28% por Petrobras, Cepsa desarrolla en Brasil actividades de Exploración y Producción de hidrocarburos.

Además, Cepsa posee una notable presencia en Suramérica con actividad en Panamá (Trading & Bunker), Colombia (Exploración y Producción) y Perú (Exploración y Producción).

Fuente: Cepsa.

Cepsa casi duplica su beneficio a marzo, hasta 201 millones, impulsado por repunte del precio del crudo

02/05/2017 at 16:19

Cepsa obtuvo un beneficio neto ajustado de 201 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa un incremento del 90% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, informó la compañía.

Este incremento en el resultado, realizado calculando la variación de inventarios a coste de reposición y eliminando los elementos no recurrentes (Clean CCS), se debió al aumento en el precio del crudo, sumado a los márgenes de refino, al repunte de la demanda doméstica y al plan de eficiencia desplegado estos años por el grupo, señaló la petrolera dirigida por Pedro Miró.

Aplicando las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y, por tanto, calculando la variación de inventarios a coste medio unitario, el resultado neto acumulado del ejercicio se situó en 202 millones de euros, un 91% más que los 106 millones de euros del primer trimestre de 2016.

Torre de Cepsa.

Torre de Cepsa.

Por áreas, la actividad de Exploración y Producción (‘upstream’), que a cierre de 2016 había ya regresado a la senda de beneficios, registró unas ganancias de 38 millones de euros en el primer trimestre, frente a las pérdidas de 23 millones de euros en el mismo periodo de 2016.

La producción de crudo de la petrolera propiedad 100% del fondo soberano de Abu Dhabi IPIC ascendió a 93.400 barriles diarios, cifra ligeramente superior a la de 2016, comercializándose en el periodo un total de 3,7 millones de barriles.

En el periodo de enero a marzo se destilaron 37,5 millones de barriles de crudo, con un nivel de utilización de la capacidad de destilación del 91% y una producción de 5,14 millones de toneladas de derivados petrolíferos.

Por su parte, el área de Refino y Comercialización reportó unas ganancias de 136 millones de euros, un 32% más que los 103 millones de euros del mismo periodo del año pasado. MÁRGENES DE REFINO EN LOS 7,4 DÓLARES POR BARRIL.

En lo que respecta a los márgenes de refino se situaron en los 7,4 dólares por barril, cifra un 27,5% superior a los 5,8 dólares por barril del año anterior.

Mientras, la actividad petroquímica de la compañía alcanzó unos resultados de 24 millones de euros, con un buen comportamiento de las ventas, tanto de la línea de LAB (materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables), en la cual Cepsa es líder mundial, como de la fenol/acetona (materias primas para plásticos de última generación).

En lo que se refiere a las inversiones de la petrolera en el primer trimestre, alcanzaron los 126 millones de euros, un 10,5% más que en el mismo periodo del año anterior.

Durante el primer trimestre del año se llevaron a cabo las paradas programadas para el mantenimiento de varias unidades de las refinerías de La Rábida y de Gibraltar San Roque. Además, gracias a las inversiones en eficiencia energética se continuaron disminuyendo los índices de emisiones de CO2, en línea con los objetivos de reducción anual marcados por la compañía.

Fuente: Cepsa.

Acerinox gana 98 millones, frente a pérdidas de un año antes, y logra el mejor trimestre en diez años

28/04/2017 at 08:00

Acerinox cerró el primer trimestre de 2017 con un beneficio neto de 98 millones de euros, frente a los ‘números rojos’ de un año antes, según ha informado este jueves la compañía, que logra así el mejor trimestre de los últimos diez años.

El beneficio neto de estos tres primeros meses del año supera en 18 millones al obtenido durante todo el ejercicio anterior, en el que la compañía ganó 80 millones de euros, y en 106 millones al del primer trimestre de 2016, cuando se registraron pérdidas de ocho millones.

Imágenes de la siderúrgica. Acerinox Acerinox

Imágenes de la siderúrgica.

Entre enero y marzo de este ejercicio, el resultado bruto de explotación (Ebitda) se elevó hasta los 191 millones de euros, un 366% más que el primer trimestre del año anterior, mientras que la facturación alcanzó los 1.252 millones de euros, con un crecimiento del 31,4%, gracias al aumento de la actividad en todos los mercados y a la mejora de los precios.

La producción de acería experimentó un crecimiento de 16,1% alcanzando un volumen de 667.523 toneladas. También aumentaron las producciones de laminación en caliente y laminación en frío, un 12,6 y 4,8% respectivamente.

Asimismo, el consejo de administración, siguiendo la política de retribución al accionista de la compañía, aprobó la distribución de un dividendo con cargo a reservas de libre disposición por importe de 0,45 euros por acción, a pagar en efectivo el próximo 5 de julio.

«El mercado mantiene un buen comportamiento. Las carteras de pedidos del grupo son adecuadas y permitirán seguir aumentando la producción, lo que nos permite ser optimistas de cara al segundo trimestre, si bien no contaremos con la contribución al margen que deriva de la revalorización de existencias y materias primas», ha resaltado el grupo, que ha señalado además que los inventarios siguen altos en China, por lo que será conveniente seguir su evolución.

El consejo de administración ha aprobado además el nombramiento como consejeras de Rosa García Piñeiro y Laura González Molero, en sustitución de los consejeros dominicales Óscar Fanjul Martín y Diego Prado Pérez-Seoane.

Fuente: Acerinox.

Las salidas de productos petrolíferos desde CLH cayeron un 1,9% en marzo

12/04/2017 at 08:00

Las salidas de productos petrolíferos desde las instalaciones del Grupo CLH al mercado español durante el mes de marzo ascendieron a más de 3,3 millones de metros cúbicos, un 1,9% menos que la cifra registrada en el mismo mes del año anterior, una vez corregido el efecto calendario, informó la compañía.

Por productos, las gasolinas disminuyeron un 1,7% y el gasóleo de automoción se mantuvo en los mismos niveles. En su conjunto, las salidas de los carburantes de automoción disminuyeron un 0,3% y superaron los 2,3 millones de metros cúbicos.

En cuanto al total de gasóleos (A+B+C), las salidas se situaron en más de 2,5 millones de metros cúbicos, un 2,4% menos que en el mismo periodo de 2016.

Por su parte, las salidas de querosenos ascendieron a más de 430.000 metros cúbicos, lo que representa una subida del 1,0% respecto a marzo del año pasado.

Fuente: CLH.

Indra y Repsol instalarán su sistema de detección de hidrocarburos Heads en la refinería de A Coruña

10/04/2017 at 08:00

Indra y Repsol implantarán en la refinería de la compañía energética en A Coruña su sistema conjunto para la detección automática y temprana de hidrocarburos en la superficie acuática (Heads), que ya se emplea en el complejo industrial de Repsol en Tarragona, según informa la compañía global de consultoría y tecnología en un comunicado.

Estos proyectos se enmarcan en el acuerdo que ambas compañías acaban de firmar, a través del cual Indra asume en exclusiva la explotación a nivel mundial del sistema desarrollado por ambas, así como la ejecución de los proyectos de instalación.

El proyecto en A Coruña tiene por objetivo incrementar la seguridad en el pantalán con el que Repsol cuenta en el puerto. Para lograrlo, se instalará un sistema Heads que proporcionará una cobertura total en el pantalán, cuya puesta en marcha está prevista para el primer semestre de 2018.

Refinería de La Coruña.

Refinería de La Coruña.

Por su parte, la ampliación del alcance de la solución en el pantalán de la refinería de Repsol en Tarragona contempla la instalación adicional de dos radares y una cámara de infrarrojos para mejorar la cobertura en determinadas zonas del complejo. Se prevé la entrada en operación de los nuevos equipos en el último trimestre de 2017.

Indra remarca que Heads es «una tecnología única en el mundo», que permite acortar los tiempos de respuesta en la etapa inicial de un incidente e incrementa la seguridad de las operaciones de la industria energética en el mar. «La tecnología Heads dota a estos complejos industriales del máximo nivel de prevención que existe hoy en el mercado», afirma.

El sistema ya se encuentra operativo en otras instalaciones de Repsol, como la plataforma offshore Casablanca, la refinería de Tarragona (que ahora extiende su alcance), y la refinería de la Pampilla, en Perú. Asimismo, ha obtenido importantes reconocimientos, como los Premios de la Agrupación para la Promoción del Puerto de Tarragona (Apportt) 2016, que galardonaron el pasado mes de diciembre a Repsol en la categoría de calidad y sostenibilidad por Heads.

Heads también ha sido reconocido como mejor proyecto tecnológico por la publicación especializada World Oil en la categoría ‘Health, Safety, Environment/Sustainable Development Offshore’, en la que competían compañías especializadas en el desarrollo y comercialización de tecnología offshore, como son Halliburton o GE Oil & Gas.

Fuente: Indra.

Los operadores petrolíferos ven un «impuesto encubierto» en el Fondo de Eficiencia Energética

07/04/2017 at 08:00

El director general de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), Álvaro Mazarrasa, considera que el Fondo Nacional de Eficiencia Energética diseñado por el Gobierno es una «mala transposición de las directivas» europeas que, a efectos prácticos, funciona como un «impuesto encubierto».

«Hay bastante coincidencia en los bufetes de los afectados», indicó Mazarrasa durante una jornada sobre ahorro y eficiencia organizada por el Club Español de la Energía (Enerclub), en la que recordó que la regulación sobre el Fondo de Eficiencia «es una de las más recurridas por los agentes económicos del sector».

Un hombre se sirve carburante en una gasolinera.

Un hombre se sirve carburante en una gasolinera.

«Creemos que no es la mejor forma de mentalizar a la sociedad acerca de la necesidad del ahorro y la eficiencia. Los minoristas deberían ser los sujetos obligados, pero el Ministerio optó por la vía más fácil, con lo que la señal de concienciación social queda diluida», señaló, antes de recordar que el sector petrolíferos debe aportar el 50% del fondo.

Las órdenes ministeriales en las que se fija el reparto de aportaciones al fondo, ante las que el director general de la AOP dijo sentir «indefensión», han sido recurridas por empresas como Repsol, Engie, antigua GDF Suez, Gas Natural Fenosa, Fenie Energías, Nexus, Viesgo, Grupo Villar Mir, BP, Repsol, Cepsa o Disa, entre otras.

En su análisis de las denuncias, el Tribunal Supremo acordó plantear una cuestión prejudicial ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) sobre la Ley que establece las aportaciones al Fondo Nacional de Eficiencia Energética.

2.250 MILLONES APORTADOS POR LAS ELÉCTRICAS

Durante la misma jornada, el presidente de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa), Eduardo Montes, aseguró que las grandes eléctricas han contribuido «de manera muy amplia» a los planes de ahorro y eficiencia, hasta el punto de que, en el periodo comprendido entre 2006 y 2017, han aportado 2.250 millones de euros.

Montes se mostró partidario de avanzar en el ahorro y la eficiencia mediante una mayor electrificación del transporte, así como mediante el desarrollo de iniciativas como las de empresas de servicios energéticos o programas adecuados de financiación de proyectos de este tipo.

En abril, el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de Energía (IDAE), dependiente del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, lanzará una convocatoria de 220 millones de euros destinados a proyectos de ahorro y eficiencia energética, cuyos fondos provendrán en buena parte del Fondo Nacional de Eficiencia Energética, según había indicado anteriormente, también en el acto organizado por Enerclub, el director de la división de Ahorro y Eficiencia Energética del IDAE, Pedro Antonio Prieto.

RENOVABLES Y COGENERACIÓN

El director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), José María González Moya, aludió además a la importancia de reducir la dependencia energética y se mostró partidario de incluir una nueva fiscalidad orientada al principio de que «quien contamina paga».

También reclamó una transposición urgente de las directivas europeas sobre la materia y un «papel ejemplarizante» de las administraciones públicas. «Lo más eficiencia al margen del ahorro es consumir lo nuestro, que es gratuito», señaló, en alusión a las renovables.

Por su parte, el presidente de la asociación española de cogeneradores Acogen, Antonio Pérez Palacio, defendió la cogeneración como tecnología caracterizada precisamente por su alta eficiencia. La cogeneración es «el calor de la industria» y ahorra un 2% de la energía del país, al tiempo que procura a nivel europeo el 10% de la electricidad y se desarrolla, en el caso español, en instalaciones que aportan el 20% del PIB.

Fuente: Agencias.

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