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Los precios de la gasolina y el gasóleo han vuelto a bajar en la última semana, un 0,43% la primera y un 0,53% el segundo, que vuelve a quedarse por debajo de los 1,5 euros el litro a los que llegó la semana anterior.

Así lo reflejan los datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea (UE) difundidos este jueves.

Las cifras, que se recogieron en 11.400 estaciones de servicio en España entre el 16 y el 22 de julio, situaron el precio medio de la gasolina, que bajó por segunda semana consecutiva, en 1,617 euros el litro; y el del diésel en 1,492 euros el litro a las puertas de la semana previa al segundo gran éxodo vacacional del verano.

Con el descenso habido, la gasolina regresa a precios de la semana del 24 de junio y el diésel a la del 1 de julio.

El precio que se paga ahora por la gasolina es un 5,34% superior al que tenía cuando comenzó el año, mientras que el del gasóleo de automoción es prácticamente igual, al descender tan sólo un 0,13%.

Respecto a hace un año, la gasolina sólo se ha encarecido un 0,12%, mientras que el diésel lo ha hecho en un 1,84%.

Los precios de los carburantes

Si hace un año llenar un depósito de 55 litros con gasolina costaba 88,82 euros, ahora hay que pagar 11 céntimos más, es decir 88,93 euros.

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En el caso de repostar gasóleo, hace un año suponía 80,57 euros llenar ese mismo depósito, 1,5 euros menos que ahora, en que hay que gastarse 82,06 euros.

El precio de la gasolina se mantiene prácticamente igual al de hace un mes, pues su alza ha sido de tan sólo el 0,06%; mientras que el del diésel ha aumentado un 1,5%.

Ambos carburantes se mantienen muy lejos de los máximos que alcanzaron en junio de 2022, cuando la invasión rusa de Ucrania disparó los precios de los carburantes.

La gasolina cuesta ahora un 16,69% menos que entonces, cuando alcanzó los 1,941 euros el litro, y eso que el Gobierno aplicaba en esas fechas, con carácter general, un descuento de 20 céntimos por litro.

Por su parte, el diésel tiene ahora un precio medio inferior en un 21,47% al máximo al que llegó, de 1,9 euros litro, con ese descuento incluido.

En la última semana, el precio de estos dos carburantes de automoción (la gasolina Euro Super 95 y el gasóleo de automoción) se han situado por debajo de la media en Europa.

El precio medio de la gasolina en la UE ha sido de 1,736 euros el litro y el del gasóleo de 1,614; mientras que en la zona euro fue de 1,784 euros y 1,637 euros por litro, respectivamente.

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Texto: Ramón Roca

Si hay un modelo que define a Suzuki ese es, sin duda, el Vitara. Es uno de los iconos de la firma japonesa que no acusa en absoluto el paso de los años y que se mantiene vigente esté en el segmento que esté. Porque desde hace tiempo, el que fuera uno de los precursores de los SUV 4×4, está enmarcado en el segmento urbano a causa de sus dimensiones, 4,18 metros de largo, lo que no le impide seguir ofreciendo a sus clientes uno de los puntos característicos dela marca: la mencionada tracción total.

Para seguir manteniéndolo vigente, Suzuki presentó hace meses una renovación que ahora ha pasado por nuestras manos en lo que es este primer contacto. Los cambios exteriores más llamativos se centran en la parrilla delantera y faros, así como las llantas o un alerón trasero. Los nuevos tonos de carrocería para completar un total de 10 terminan por completar su apartado estético externo que, a nuestro juicio le sienta que ni pintado al rejuvenecer el conjunto.

En el interior, el Vitara estrena ahora una pantalla central de 9 pulgadas heredada de la que ha incorporado recientemente el Swift en la que se incluyen el sistema de navegación, la cámara trasera o la sincronización móvil inalámbrica con Apple Car Play y Android Auto que le aporta un punto de distinción. Todo ello complementado y completado con un equipamiento de serie de lo más extenso desde el acabado S1 a excepción, en esta terminación, de unos elevalunas traseros manuales. Quizá por ello el nivel más demandado sea el S2, que además de incluir dicho elemento suma volante de cuero, calefacción en los asientos delanteros y en la parte trasera del habitáculo, lunas tintadas y toma de 12V en un maletero que, por cierto, no varía su capacidad y mantiene los 400 litros. En materia de seguridad incorpora detector de vehículos en el ángulo muerto y alerta de tráfico posterior.

Solo con etiqueta ECO

En el apartado mecánico, el Vitara 2024 solo se ofertará con versiones híbridas, una ligera con tecnología de 48 voltios y otra híbrida autorrecargable desarrollada por la propia marca y bautizada como Strong Hybrid que, a diferencia del modelo saliente, solo se comercializará bajo petición dada la escasa demanda comercial que, para nuestra sorpresa, ha tenido. De esta manera, el grueso de las ventas seguirá enfocándose en el Vitara microhíbrido animado por el 1.4 Turbo de cuatro cilindros que desarrolla 129 CV y que puede combinarse con una caja de cambios manual de seis relaciones así como con la tracción delantera o total.

Porque como decíamos al comienzo, uno de los puntos característicos de este Vitara es sin duda la posibilidad de elegirlo con 4×4, versión que incluye un dial giratorio AllGrip Select, que permite escoger entre cuatro modos de conducción (auto, sport, snow y lock) e incluye el sistema de control de descenso de pendientes. En cuanto al Vitara Strong Hybrid, el bloque es un 1.5 atmosférico de 102 CV que se combina con otro motor eléctrico de 33 CV y de una batería de 0,84 kWh de capacidad, consiguiendo mover al coche de manera independiente sin necesidad de encender el bloque de combustión.

Conducimos el Vitara Mild-Hybrid

El hecho de que este segundo motor no se haya popularizado como pensábamos, se debe principalmente a tres factores: ambos lucen el mismo sello ECO de la DGT pero a igualdad de equipamiento, el Strong Hybrid es 3.156 euros más caro sin aportar, además, un gasto de combustible más reducido, todo lo contrario ya que mientras que el Mild-Hybrid homologa desde 5,3 l/100 km, el híbrido autorrecargable hace lo propio desde 5,6 l/100 km. Otro factor añadido es que en marcha, el Vitara de 48 voltios ya aporta las sensaciones buscadas por sus clientes tanto en términos de empuje y, claro está, del mencionado consumo. Y eso que en la toma de contacto tampoco es que pudiéramos sacar muchas conclusiones y aunque nos las guardemos para la prueba en profundidad, el primer dato de aproximación estuvo en los 7 l/100 km.

Dinámicamente, es un SUV que apuesta por la comodidad en su suspensión, lo mismo que ocurre con la dirección. Es excesivamente asistida y filtrada, lo que no ayuda en la práctica de una conducción deportiva o, cuando menos, a transmitir la información requerida por parte del conductor si este intenta ir rápido o si hay continuos cambios de dirección. Lo bueno es que exige muy poco esfuerzo a quien los conduce.

Precios del Suzuki Vitara

En cuanto a las ayudas a la conducción, son novedad en el modelo japonés el asistente de mantenimiento en el carril y la monitorización del conductor, conforme a la normativa europea que acaba de entrar en vigor. A estos sistemas se añaden, desde el acabado más básico, los sensores de aparcamiento trasero, la cámara de visión posterior, los faros de encendido automático o el control de velocidad adaptativo.

El Vitara Mild Hybrid sale a la venta desde 24.500 euros con la promoción actual y llega a 30.500 en la versión S3 con tracción 4×4. En caso de financiar, el precio de partida se reduce en otros 1.400 euros. En el modelo Strong Hybrid la horquilla está entre 28.390 y 33.595 euros, en este caso con 1.500 euros adicionales de rebaja por financiar.

También se renueva el Suzuki S-Cross

La renovación del Vitara se ha hecho coincidir con la de otro modelo de Suzuki de igual importancia comercia pero ligeramente más grande y equipado, el S-Cross. Un coche que ya pasó por nuestras manos y analizamos, precisamente, en su versión híbrida ligera, pero que ahora ofrece un aspecto más moderno y actual. Se le provee del mismo equipo multimedia mejorado (pero aquí de tipo flotante), las ayudas a la conducción obligatorias y las novedades en el sistema Suzuki Connect que él mismo fue el primero en incorporar y que es gratuito para el cliente durante tres años.

Además del comentado S-Cross Mild Hybrd, la gama se completa también con el 1.5 Strong Hybrid (igualmente bajo petición), así como con la posibilidad de disponer del sistema de tracción 4×4. Sensiblemente más equipado, el S-Cross tiene precios comprendidos entre 26.795 euros y 33.860 euros, aplicada la misma promoción del Vitara. Además, hay 1.000 euros extra de descuento hasta finales de septiembre y otros 1.450 si se financia la compra.

Galería de imágenes de los Suzuki Vitara y Suzuki S-Cross

5 de junio de 2023 — Se espera que las incorporaciones globales de capacidad de energía renovable aumenten en un tercio este año a medida que el creciente impulso político, los precios más altos de los combustibles fósiles y las preocupaciones por la seguridad energética impulsan un fuerte despliegue de energía solar fotovoltaica y eólica, según la última actualización de la Agencia Internacional de Energía.

Se espera que el crecimiento continúe el próximo año, cuando la capacidad total mundial de electricidad renovable aumente a 4.500 gigavatios (GW), equivalente a la producción total de energía de China y Estados Unidos juntos, dice el nuevo informe de la AIE. Actualización del mercado de energía renovableque se publicó esta semana.

Se prevé que la capacidad mundial de energía renovable aumente en 107 gigavatios (GW), el mayor aumento absoluto de la historia, hasta superar los 440 GW en 2023. Esta expansión dinámica se está produciendo en los principales mercados del mundo. Las energías renovables están a la vanguardia de la respuesta de Europa a la crisis energética, acelerando allí su crecimiento. Las nuevas medidas políticas también están ayudando a impulsar aumentos significativos en Estados Unidos y la India durante los próximos dos años. China, por su parte, está consolidando su posición de liderazgo y se prevé que represente casi el 55% de las incorporaciones mundiales de capacidad de energía renovable tanto en 2023 como en 2024.

“La energía solar y eólica están liderando la rápida expansión de la nueva economía energética mundial. Este año, el mundo está listo para incorporar una cantidad récord de energías renovables a los sistemas eléctricos, más que la capacidad energética total de Alemania y España juntas”, dijo el Director Ejecutivo de la AIE, Fatih Birol. “La crisis energética mundial ha demostrado que las energías renovables son fundamentales para que los suministros de energía no solo sean más limpios, sino también más seguros y mayores, y los gobiernos están respondiendo con esfuerzos para implementarlas más rápidamente. Pero lograr un crecimiento más fuerte significa abordar algunos desafíos clave. Las políticas deben adaptarse a las condiciones cambiantes del mercado, y debemos modernizar y expandir las redes eléctricas para asegurarnos de que podemos aprovechar al máximo el enorme potencial de la energía solar y eólica”.

Según el nuevo informe, las nuevas instalaciones de energía solar fotovoltaica representarán dos tercios del aumento de la capacidad de energía renovable de este año y se espera que sigan creciendo en 2024. La expansión de las plantas de energía solar fotovoltaica a gran escala está acompañada por el crecimiento de sistemas más pequeños. Los precios más altos de la electricidad están estimulando un crecimiento más rápido de la energía solar fotovoltaica en los tejados, lo que está permitiendo a los consumidores reducir sus facturas de energía.

Al mismo tiempo, se espera que la capacidad de fabricación de todos los segmentos de producción de energía solar fotovoltaica se duplique con creces hasta alcanzar los 1.000 GW en 2024, liderada por China y la creciente diversificación de la oferta en Estados Unidos, India y Europa. . Sobre la base de esas tendencias, el mundo tendrá suficiente capacidad de fabricación de energía solar fotovoltaica en 2030 para satisfacer cómodamente el nivel de demanda anual previsto en el Escenario de Cero Emisiones Netas para 2050 de la AIE.

Se prevé que las incorporaciones de energía eólica repunten considerablemente en 2023, creciendo casi un 70% interanual después de un par de años difíciles en los que el crecimiento fue lento. El crecimiento más rápido se debe principalmente a la finalización de proyectos que se habían retrasado por las restricciones de Covid-19 en China y por problemas en la cadena de suministro en Europa y Estados Unidos. Sin embargo, un mayor crecimiento en 2024 dependerá de si los gobiernos pueden proporcionar un mayor apoyo político para abordar los desafíos en términos de permisos y diseño de subastas. A diferencia de la energía solar fotovoltaica, las cadenas de suministro de turbinas eólicas no están creciendo lo suficientemente rápido como para satisfacer la creciente demanda a mediano plazo. Esto se debe principalmente al aumento de los precios de las materias primas y los desafíos de la cadena de suministro, que están reduciendo la rentabilidad de los fabricantes.

El pronóstico de aumento de la capacidad renovable en Europa se ha revisado alza en un 40% con respecto a antes de la invasión rusa de Ucrania, que llevó a muchos países a impulsar la adopción de energía solar y eólica para reducir su dependencia del gas. ruso natural. El crecimiento está impulsado por los altos precios de la electricidad que han hecho que los sistemas fotovoltaicos de pequeña escala en los tejados sean más atractivos desde el punto de vista financiero y por un mayor apoyo político en los principales mercados europeos, especialmente en Alemania, Italia. y los Países Bajos.

Se estima que la nueva capacidad instalada de energía solar fotovoltaica y eólica ha permitido a los consumidores de electricidad de la UE ahorrar 100.000 millones de euros entre 2021 y 2023 al sustituir la generación de energía a partir de combustibles fósiles, que es más cara. Según el nuevo informe de la AIE, los precios mayoristas de la electricidad en Europa habrían sido un 8 % más altos en 2022 sin la capacidad renovable adicional.

Si bien la competitividad de la energía eólica y solar fotovoltaica ha mejorado desde el año pasado, las políticas gubernamentales deben adaptarse a las cambiantes condiciones del mercado, en particular en lo que respeta a las subastas de energía renovable, que tuvieron una demanda récord del 16. % en 2022. Además, las políticas deben centrarse en la planificación y la inversión oportuna en redes para integrar de manera segura y rentable una alta proporción de energías renovables variables en los sistemas eléctricos.

En varios países europeos, incluidos España, Alemania e Irlanda, la participación combinada de la energía eólica y solar fotovoltaica en la generación anual total de electricidad aumentará por encima del 40 % para 2024.

Lea el informe completo Aquí.

Fuente: Agencia Internacional de Energía

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Próximas conferencias organizadas por SGO:

8º Foro de Modernización de la Red13 y 14 de junio de 2023 | Washington DC

Tercera Cumbre sobre infraestructura de recarga de vehículos eléctricos: América del Norte, 11 y 12 de julio de 2023 | chicago

17º Foro mundial de innovación en microrredes (EMEA), 26 y 27 de septiembre de 2023 | londres

2º Foro de Negocios, Políticas y Tecnología V2G, 17 al 19 de octubre de 2023 | Detroit

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Repsol está en conversaciones con Hecate Holdings, que posee el 60% de la compañía estadounidense de renovables Hecate Energy, en la que la petrolera española tiene un 40%, para comprarle su participación, según ha informado este miércoles a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

A través de la filial Repsol Renewables North America, la petrolera española es titular del 40% del capital de Hecate Energy Group, compañía que desarrolla proyectos de energía renovable en Estados Unidos.

Según ha indicado la compañía en la información financiera del primer semestre remitida a la CNMV, el pasado 25 de junio, Hecate Holdigns, el otro socio de Hecate Energy Group, le comunicó el ejercicio de la opción de venta de su 60% en la sociedad.

En el acuerdo al que llegó Repsol con Hecate Holdings en 2021 se ofrecía a los fundadores de Hecate Energy la posibilidad de ejecutar una opción de venta a la petrolera.

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Actualmente ambas partes están en conversaciones sobre los siguientes pasos, así como sobre posibles alternativas de transacción, ha informado Repsol en su información a la CNMV.

Repsol en EEUU

La petrolera viene dando paso para aumentar su presencia en renovables en territorio estadounidense.

En marzo pasado, adquirió por 796 millones de dólares (733,4 millones de euros) la compañía de energías renovables ConnectGen, con una cartera de proyectos de 20 gigavatios (GW) y capacidades de desarrollo.

Con esa compra, Repsol añadía una plataforma de energía eólica terrestre en Estados Unidos complementaria a los activos solares y de almacenamiento de Hecate.

Según Repsol, con esa operación ha reforzado su posición en el sector de las renovables e incrementado la contribución al objetivo de alcanzar entre 9 y 10 GW instalados en 2027.

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El precio mayorista de la electricidad para mañana, jueves, desciende un 5,92% con respecto al de hoy y se situará en 89,26 euros/megavatio hora (MWh), mientras que en este miércoles, en que la ola de calor llega a su máximo, se prevé una demanda máxima de 35.512 MW, que de materializarse sería la más alta después de las máximas de enero y marzo.

Según los datos del Operador del Mercado Ibérico (OMIE) recogidos por EFE, la luz alcanzará su precio máximo este jueves -festivo en gran parte de España, lo que reduce la demanda y en consecuencia aumenta el precio- de 116,52 euros/MWh entre las 22:00 y las 23:00 horas.

El mínimo ha quedado fijado en 59,10 euros/MWh entre las 17:00 y las 18:00 horas.

El precio de la luz en julio

A falta de seis días para que finalice julio, el precio medio en el mes es de 67,7 euros/MWh, lo que le convertiría en el segundo mes con la luz más cara de este año después de enero, en que fue de 74,09 euros/MWh.

En este miércoles, en el que la segunda ola de calor de este verano llega a su punto álgido, con temperaturas que oscilarán entre los 40-42 grados en más de media España, incluso hasta los 44 grados en puntos de Andalucía y Extremadura, la previsión es que la demanda alcance su máximo sobre las 19:35 horas, con 35.512 MW.

De cumplirse esa previsión, superaría el máximo registrado en este mes de julio, 35.346 MW a las 14:24 horas del 19 de julio.

El registro máximo previsto para hoy superaría, incluso, el máximo de demanda alcanzado a las 20:48 horas del 7 de febrero, que fue de 35.408 MW, aunque se quedaría por debajo de los 35.636 MW de las 20:37 horas del 4 de marzo y de los 38.272 alcanzados a las 20:56 horas del 9 de enero.

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En cualquier caso, muy lejos del máximo histórico alcanzado en temporada de verano, que fue de 41.318 MW el 19 de julio de 2010, y mucho más del de invierno, de 45.450 MW en diciembre de 2007.

La generación eólica se reduce al 16% del total en esta jornada anticiclónica, mientras que la solar representa el 28%, sumando ambas tan sólo el 44 % de la producción.

La solar es hoy, miércoles, la principal fuente de generación, con 203 gigavatios hora (GWh); seguida por la nuclear, con 166 GWh, y la eólica, con 137 GWh; con los ciclos combinados de gas -la tecnología más cara y que incrementa su participación en momentos de baja producción renovable- a continuación, pero muy cerca, con 118 GWh.

España, como ha venido siendo habitual en estas últimas semanas, tendrá mañana, jueves, un precio medio mayorista diario de la electricidad más alto que el de Francia y Alemania, donde será de 53,89 euros/MWh y 79,28 euros/MWh, respectivamente.

Portugal, cuyo precio suele coincidir con el de España al compartir mercado, superará este jueves el de España, con 89,53 euros/MWh, y también, como es habitual, Italia, cuyo precio medio será de 109,76 euros/MWh.

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El grupo energético noruego Equinor obtuvo un beneficio neto de 4.545 millones de dólares (4.194 millones de euros) en el primer semestre del año, un 33% menos interanual.

La ganancia operativa fue de 15.287 millones de dólares (14.109 millones de euros), un 22% menos que en el mismo período de 2023, mientras que los ingresos ascendieron a 50.673 millones de dólares (46.774 millones de euros), un 3% menos.

Equinor produjo 2,11 millones de barriles de equivalentes de petróleo diarios, un 2% más.

El segundo trimestre, Equinor obtuvo un beneficio neto de 1.872 millones de dólares (1.728 millones de euros, un 2% más interanual.

Equinor en datos

La ganancia operativa fue de 7.656 millones de dólares (7.066 millones de euros), un 9% más que entre abril y junio de 2023, mientras que los ingresos se situaron en 25.538 millones de dólares (23.568 millones de euros), un 12% más.

Equinor produjo 2,05 millones de barriles de equivalentes de petróleo diarios, un 3% más.

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El presidente y consejero delegado de la antigua Statoil, Anders Opedal, destacó en el balance el rendimiento operativo «fuerte» durante el trimestre y el crecimiento de la producción del 3%, lo cual garantizó unos «sólidos» resultados financieros.

«Mantenemos una distribución de capital competitiva y esperamos entregar un total de 14.000 millones de dólares a nuestros accionistas en 2024», añadió.

Según Opedal, el desarrollo de yacimientos y la elevada producción contribuyen a la seguridad energética de Europa.

«Para desbloquear una mayor creación de valor a largo plazo, seguimos optimizando nuestra cartera. También avanzamos en nuestros proyectos de energías renovables y accedimos a tres nuevas licencias para el almacenamiento de CO2, con el fin de construir un negocio rentable para un futuro sistema energético bajo en carbono», subrayó.

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La Plataforma en Defensa de la Pesca ha acordado en Burela (Lugo) seguir movilizándose en los puertos y recurrir al Tribunal Constitucional, tras la sentencia del Tribunal Supremo que desestimó el recurso de los pescadores contra la expansión de los molinos eólicos.

Las organizaciones de la plataforma se han reunido para estudiar las actuaciones tras la sentencia desfavorable del Supremo, que desestimó el recurso del sector pesquero contra la normativa de los planes de ordenación del espacio marítimo (POEM) del Gobierno para instalar las eólicas.

«Se ha acordado seguir con las concentraciones en los puertos que se verán afectados por este ataque directo a los pescadores y nuestros caladeros, que suponen los POEM y el establecimiento de zonas para la eólica marina», según han informado a Efe fuentes de la plataforma.

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También han determinado presentar un recurso ante el Tribunal Constitucional para que anule la sentencia, porque a juicio de la plataforma «supone una clara vulneración del artículo 24 de la Constitución», además de señalar que hay infracciones «graves procesales» que han provocado indefensión jurídica.

Los parques eólicos y los pescadores

Los pescadores han asegurado que en la sentencia «se han despreciado» informes del Instituto Español Oceanográfico (IEO) del Ministerio de Agricultura de Pesca y Alimentación (MAPA) y del Ministerio para la Transición ecológica (Miteco) sobre el impacto de la eólica marina en los ecosistemas marinos y caladeros.

Han añadido que ese hecho es una «infracción procesal» que ha «causado indefensión jurídica» de esta parte al no poder contar con todos los medios de prueba que acreditaran la vulneración del principio de precaución de esta sentencia.

«También habíamos solicitado informes sobre los caladeros presentes en las zonas potenciales para la eólica marina y su situación biológica», ha añadido.

Por otro lado, la plataforma -promovida por la Federación Nacional de Cofradías de Pescadores (FNCP)- seguirá solicitando en la Mesa de Trabajo constituida por el Miteco que en tanto en cuanto no se aporte esta información sobre posibles impactos, se paralice cualquier iniciativa para expandir eólicas.

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Bolivia podría recuperar el abastecimiento normal de diésel entre el jueves y el viernes de esta semana, una vez que lleguen al país los camiones cisterna que se encuentran ya en tránsito y que son provenientes de Argentina, Perú y Paraguay.

Así lo ha afirmado la gerente general de la empresa de hidrocarburos boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Gabriela Delgadillo, en una entrevista televisiva, en la que ha comentado la situación que se vive en el país con motivo de ciertos acontecimientos climáticos que han impedido la entrada de diésel en los últimos días.

Pese a los inconvenientes meteorológicos, Delgadillo ha apuntado que hay una alta probabilidad de que se recupere la actividad en los puertos este fin de semana y que los buques de diésel y crudo puedan descargar.

El diésel en Bolivia

YPFB ha reducido los despachos de combustible diésel a nivel nacional debido a factores climáticos en dos de los puntos de entrega más importantes del país, que han llevado a entorpecer la logística de importación y, por ende, se han formado filas en varios surtidores a nivel nacional.

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En concreto, el puerto de Arica no está operable debido a factores marítimos, con un oleaje elevado que viene provocado por fuertes vientos en los últimos días. Las autoridades decidieron cerrar este puerto pese a haber tres buques cargados de diésel y crudo a la espera de entrar en Bolivia.

Por otro lado, la hidrovía tampoco se encuentra en una situación navegable. Esta situación ha llevado a YPFB a reducir la demanda diaria de diésel en un 22%. Con todo, la petrolera ha aclarado qeu los niveles de abastecimiento de gasolina están totalmente normalizados, despachándose el volumen diario que requiere el país.

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El grupo BMW está acelerando el proceso de electrificación de su cadena de producción para reducir las emisiones contaminantes del fabricante alemán de vehículos.

El último de los movimientos de la compañía, tal y como ha informado, ha supuesto la electrificación de la depuración de gases de escape de sus primeros talleres de pintura de manera que se puedan poner en marcha las actividades diarias sin necesidad de utilizar gas natural.

Los primeros sistemas ya se han probado en las plantas de Ratisbona (Alemania) y la ‘joint venture’ del grupo en China, BMW Brilliance. En concreto, la firma ha informado de que la planta de Dingolfing ha adaptado una línea de pintura para que se utilice el nuevo sistema en la producción en serie.

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De esta manera, cuando la nueva planta del grupo BMW entre en funcionamiento en Debrecen (Hungría) en 2025, utilizará únicamente el nuevo método y así lo harán en el futuro el conjunto de fábricas con las que cuenta la germana en el mundo.

La electrificación para BMW

Este sistema de uso de electricidad en los talleres de pintura se ha bautizado como eRTO mediante el cual se queman gases y vapor a más de mil grados lo que fomenta la generación de energía.

Posteriormente, estos gases antes de ser liberados a la atmósfera a través de las chimeneas, los gases de escape de las cabinas de pintura y las zonas de secado se depuran para evitar que los disolventes de los talleres de pintura dañen el medio ambiente. Hasta ahora, la energía necesaria para ello solo podía obtenerse con gas natural.

«La depuración eléctrica de gases de escape es el último peldaño para que el Grupo BMW pueda hacer funcionar sus talleres de pintura con energía regenerativa en el futuro», ha declarado el responsable de sistemas de producción, planificación, taller de herramientas y construcción de plantas de BMW, Michele Melchiorre.

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Tras la aprobación del 7º Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR), el pasado 25 de junio de 2024, y mediante el Real Decreto 589/2024, se aprobó la última actualización de la denominada Tasa Enresa, fijando su nuevo valor en 10,36 €/MWh, lo cual supone una subida de alrededor de un 30% respecto al valor anterior de 7,98 €/MWh.

Enresa, como entidad de carácter público responsable de la gestión de los residuos radiactivos, se encarga de las tareas de desmantelamiento de las instalaciones nucleares, actividades que son financiadas principalmente por los propietarios de estas instalaciones a través de la citada tasa.

En este sentido, el nuevo PGRR desestima el almacén temporal centralizado (ATC) previsto en el anterior plan, debido a las dificultades para lograr el consenso social, político e institucional necesario y proyecta, en su lugar, la creación de siete almacenes temporales descentralizados (ATD) en los emplazamientos de las centrales nucleares, destinados a almacenar el combustible gastado y los residuos de alta actividad.

Estos residuos se mantendrán en los ATD hasta su traslado al almacén geológico profundo (AGP), cuya operación está prevista para el año 2073. Este cambio de rumbo supone un incremento respecto al plan previo, que resulta en un aumento sobrecoste de 2.000 millones de euros para poder compensar estas desviaciones.

Sobrecoste

Sin embargo, este sobrecoste de 2.000 millones de euros sobrevenido por decisiones políticas de la aprobación de este nuevo PGRR podría soportarse destinando la recaudación del impuesto al combustible nuclear gastado de la Ley 15/2012 a cubrir este incremento de la tasa, o bien reducir este impuesto en la misma cuantía que lo que se ha incrementado la tasa Enresa.

Hay que recordar que, hasta el 31 de diciembre de 2023, a través de este impuesto ya se habían recaudado 3.240 millones de euros, 1.240 millones de euros más de los necesarios para cubrir el sobrecoste definido en el 7º PGRR.

Es importante conocer que entre 2008 y 2019 (fecha en la que se produjo el acuerdo ordenado de cierre de los reactores) los impuestos, tanto a nivel nacional como autonómico, a los que están expuestos las centrales nucleares han aumentado un 400%; y desde 2019 lo han hecho un 50% adicional. Esto ha provocado que las centrales nucleares estén aportando actualmente más de 1.400 millones de euros en concepto de fiscalidad y más de 1.500 millones de euros a partir de 2025.

Es un hecho indiscutible que la energía nuclear es esencial para asegurar la cobertura de la demanda energética de Cataluña, pero también a nivel nacional»

Alta fiscalidad

La realidad es que las centrales nucleares es una tecnología completamente necesaria en el camino de la transición energética y de la descarbonización, y se encuentra en estado crítico debido a los impuestos que soporta, lo que está provocando no solo una pérdida de competitividad de nuestra economía sino que se está poniendo en riesgo el cumplimiento del Plan Ordenado de cierre de las centrales nucleares. Recordemos que este plan marca el inicio del cierre en 2027, con Almaraz I finalizando en 2035, fecha en la que se apagaría el último reactor. La ausencia de la nuclear incrementaría el precio medio del mercado eléctrico en España en 13,26 €/MWh, debido al aumento del uso de ciclos combinados de gas (CCGT) en 36,9 TWh para compensar la falta de energía nuclear, con el consecuente aumento de las emisiones de CO2 asociadas a la producción de electricidad (+7,4 MtonCO2).

En el contexto actual de transformación hacia una economía baja en carbono, el Gobierno español ha marcado una senda exigente de descarbonización, plasmada en el PNIEC 2023-2030 todavía en borrador. Algunos de los objetivos establecidos para 2030 pasan por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 32% desde 1990, aumentar el peso de las renovables hasta el 48% del consumo final de energía y generar el 81% de la electricidad con energía renovable.

Si bien es cierto que la transición energética es necesaria en el marco económico y medioambiental actual, ésta ha de realizarse de forma ordenada, garantizando la seguridad de suministro y buscando la eficiencia en costes. Para asegurar el suministro y poder cumplir con lo establecido en el borrador PNIEC 2023-2030, es necesario garantizar la continuidad operativa de las centrales nucleares en los años venideros. Esto requiere de una seguridad económica que permita recuperar las inversiones que se tienen que realizar hasta la fecha prevista para su cierre, lo cual parece a priori incompatible con la continua subida de la carga fiscal que soportan estas instalaciones y que, según voces del sector, comienza ya a asfixiarlas.

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Cataluña como región más afectada por el cierre nuclear

Dentro del panorama nuclear merece especial mención Cataluña, pues hoy alberga tres de los siete reactores nucleares activos, además de ser una de las comunidades autónomas con mayor demanda eléctrica. Esta combinación lleva a que en el año 2023 un 58% del mix de generación eléctrica catalana fuese de origen nuclear, mientras que solo el 1% y 8% fueron producción fotovoltaica y eólica, respectivamente. Hoy en día, con su paleta de generación Cataluña es capaz de cubrir casi por completo su demanda, sin embargo, de cumplirse el plan de cierre nuclear previsto, esta comunidad tendrá que depender en gran medida de la energía de otras regiones.

Es un hecho indiscutible que la energía nuclear es esencial para asegurar la cobertura de la demanda energética de Cataluña, pero también a nivel nacional. Recientemente, y sin ir más lejos, una parada no programada en la central de Ascó I en Cataluña llevó a la activación completa del Sistema de Respuesta Automática de Demanda (SRAD); un mecanismo diseñado para reducir temporalmente la demanda energética cortando el suministro a ciertos consumidores electrointensivos para poder compensar la pérdida de producción de la central nuclear afectada.

Particularizando el impacto derivado del cierre nuclear en esta comunidad autónoma, conllevaría a un incremento de hasta 10 millones de toneladas de CO2 al año y un aumento notable en el coste de la factura eléctrica, con especial afectación al sector industrial catalán, por ser este un pilar de su economía (podría suponer un extra coste energético para la industria catalana de hasta 265 millones de euros anuales).

Además, supondría un devastador impacto socioeconómico en las zonas afectadas, derivando en la pérdida de casi 3.000 empleos directos tras el cierre de las centrales y una reducción de su aportación al Producto Interior Bruto (PIB), que actualmente se acerca a los 800 millones de euros anuales.

En definitiva, el papel de la nuclear en Cataluña es una muestra de lo que puede suponer el cumplimiento del calendario de cierre de nuestro parque nuclear y de lo que implica ir a contracorriente en las decisiones que parecen estar tomando la mayoría de países respecto a la continuidad y promoción de esta tecnología.

Esther Martínez Arroyo es directora de Energía en la división de Consultoría de PwC.

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