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ENERO

2017
Mercados y precios energéticos

 
  Compras electricidad

El precio de contado terminó alto en diciembre y sigue aún más alto en enero siguiendo  tendencia de los repuntes imprevistos en los precios del gas y crudo. Precio contado (OMIE) ganó adicionalmente +4,4 €/MWh (+7,77%) en diciembre, cerrando a 60,49 €/MWh. Dicha subida es 5,07 €/MWh (8,4%) mayor que la esperada hace un mes... Leer +

   
  Compra Gas Natural
Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent repuntan (2,4%) y los del Tipo de Cambio US$/€ se deprecian (-0,5%), efecto subida neta media de (+2,1%) en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En sentido contrario, los Futuros interanuales del gas NYMEX caen (-5,5%). Al parecer, conforme nos vamos acercando a la entrada del nuevo gobierno en EEUU, los precios del gas y del crudo están cayendo después de alcanzar niveles... Leer +
   
 

 

Con las renovables listas, toca eficiencia y consumidores.
¿La siguiente? Servidora, la cogeneración

 

Empieza 2017 y los temas energéticos arrancan a buena velocidad. Desde que el nuevo ministro Alvaro Nadal tomara el mando al frente del MINETAD, han sido muchos los asuntos que permanecían en el dique seco que se han reactivado. Enfilamos enero con avances notorios en desarrollos regulatorios promulgados y otros en curso que avanzarán con rapidez. En fin, que hemos pasado de parón a acelerón y en este nuevo ritmo toca acometer la hoja de ruta para promulgar el plan renove de la cogeneración que únicamente está a la espera de la voluntad... Leer +

Javier Rodríguez
Director General ACOGEN


   
Actividad ACOGEN

 
 

La Asociación Española de Cogeneración ha continuado con su actividad de carácter institucional y asociativo orientada a la atención e implementación de los aspectos pendientes para los cogeneradores, tanto con reuniones con los partidos políticos e instituciones como atendiendo la ingente... Leer +

 
 
 
ACOGEN en los medios

 
 

ACOGEN continúa informando a los medios de comunicación sobre los diferentes temas de la actualidad de su actividad y sobre sus posicionamientos y requerimientos ante el marco normativo. La agencia Europapress se hacía eco del editorial de nuestro boletín electrónico de diciembre... Leer +

 
 
Panorama Sectorial

 

 “Tanto monta… monta tanto, cogeneración como renovables”

ACOGEN recurre la orden con el recorte de 290 millones a la retribución de la cogeneración

La cogeneración lamenta que el borrador de retribución no cumpla sus objetivos de reindustrialización

GasIndustrial advierte de una "subida encubierta" del gas para la industria en el borrador de Energía

Histórico paso judicial en España a favor de la eficiencia energética

Wärtsilä suministrará una central eléctrica flexible de cogeneración de 100MW en Alemania

Redexis invertirá 600 millones hasta 2020 y elevará un 15% el beneficio bruto en 2016

Las importaciones de gas natural caen un 1,1% en noviembre

La CNMC advierte de un déficit de tarifa de gas de 450 millones en 2016 y 2017

Gobierno estima un coste máximo de 176 millones al año para el sistema por 3.000 MW nuevos de renovables

La CNMC avisa de un déficit de tarifa de gas de 450 millones

Los precios industriales apuntalan su alza en noviembre

El Supremo avala las tasas locales a las instalaciones de electricidad y gas

El precio diario de la electricidad se dispara hasta los 72,89 €/MWh, nuevo máximo desde diciembre de 2013

Sabíamos que la eficiencia energética da empleo a mucha gente. Ahora sabemos a cuántos.

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Socios Protagonistas

 

Wärtsilä es líder global en tecnologías avanzadas y soluciones completas durante todo el ciclo de vida para los mercados marino y de energía. Presente en España y Portugal desde 1987, las actividades principales de Wärtsilä en la Península Ibérica son la venta, ejecución y servicio de proyectos e instalaciones para el mercado marino, plantas de cogeneración e industria de petróleo y gas, así como la fabricación de hélices, ejes, cierres y cojinetes, y el desarrollo y ensayo de prototipos de motores de cuatro tiempos.

Wärtsilä promueve activamente el uso de gas como combustible como manera de reducir el impacto medioambiental, y ha suministrado 292 motores a 172 centrales eléctricas para el mercado ibérico (España y Portugal), con una potencia total de 1.656 MW. Las aplicaciones abarcan desde la generación eléctrica a la cogeneración industrial y las instalaciones de emergencia. 

Wärtsilä y su aportación a la cogeneración

Wärtsilä es el suministrador líder de plantas de cogeneración flexibles para el mercado global de generación de electricidad. Ofrecemos soluciones Smart Power Generation para la generación eléctrica de carga base, estabilidad de red, picos de consumo y auto generación industrial, así como para la industria del gas y el petróleo. Aportamos mayor valor a nuestros clientes con nuestras soluciones flexibles, eficientes y medioambientalmente avanzadas, que posibilitan una transformación global hacia una infraestructura energética más moderna y sostenible... Leer +

 
 
 
 
 
 

 

Con las renovables listas, toca eficiencia y consumidores.
¿La siguiente? Servidora, la cogeneración

 

Empieza 2017 y los temas energéticos arrancan a buena velocidad. Desde que el nuevo ministro Alvaro Nadal tomara el mando al frente del MINETAD, han sido muchos los asuntos que permanecían en el dique seco que se han reactivado. Enfilamos enero con avances notorios en desarrollos regulatorios promulgados y otros en curso que avanzarán con rapidez. En fin, que hemos pasado de parón a acelerón y en este nuevo ritmo toca acometer la hoja de ruta para promulgar el plan renove de la cogeneración que únicamente está a la espera de la voluntad política del conductor, ya que regulatoriamente cuenta con el compromiso y la colaboración de los cogeneradores para aportar mayores logros al objetivo nacional de la eficiencia energética, acción por el clima y reindustrialización. Fines a los que sirve la cogeneración.

Los más de 500 miembros del Comité de Regulación de ACOGEN -de las 150 empresas asociadas-, sabemos que la actividad regulatoria ha sido muy intensa en los dos últimos meses. Empezando por la revisión de la Orden de parámetros retributivos de la cogeneración, renovables y residuos para el siguiente semiperiodo 2017-2019, cuya publicación en el BOE se espera en los próximos días, eliminado así la incertidumbre.

También se han promulgado los peajes de luz y gas para 2017, que mantendrán el equilibrio estructural en las líneas heredadas de la reforma energética con márgenes más reducidos que en años anteriores y con una latente preocupación sobre la evolución del sistema gasista. También se ha promulgado a tiempo el nuevo mecanismo de financiación del coste del bono social y se encuentran en trámite otras normativas, entre los que sin duda la gran protagonista de este primer trimestre es la subasta para las renovables por 3.000 MW de capacidad, cuya propuesta está ya tramitando MINETAD para regular las subastas y la asignación a nuevos proyectos renovables que estarán funcionando antes de fin de 2019.

Es un gran acierto país que España siga manteniendo posiciones de liderazgo tractor en renovables en la UE, que implica apostar por un mayor ritmo de cumplimiento del objetivo vinculante de España del 20% de energía renovable sobre consumo de energía final en 2020 –en 2015 ya alcanzamos el 17.3%, por encima de la senda prevista, por delante de la mayoría de países de nuestro entorno. Apoyos políticos y sociales no faltan a este objetivo nacional, como indica el reciente consenso con PP, PSOE, Ciudadanos y Podemos para pedir al Gobierno una Ley de Cambio Climático y Transición Energética con la que nuestro país pueda integrar y armonizar la legislación, y aquí hago especial hincapié en el concepto de transición energética.

El propio ministro Nadal enfatizaba en su comparecencia, en diciembre, en el Parlamento que la transición energética pivota, en este orden, sobre tres ejes: prioridad para la eficiencia energética,  apuesta por las energías renovables y mejora de las condiciones para los consumidores de energía. Es un muy buen enunciado para España, plenamente coincidente con el paquete legislativo de invierno “Clean energy for All Europeans”, publicado por la Comisión Europea el 30 de noviembre y que es un hito sin precedentes para consolidar una economía baja en carbono y hacer realidad la Unión de la Energía en Europa.

Los nuevos tiempos del ministro al frente del MINETAD son notorios con la invitación a un intercambio con los distintos grupos políticos para llegar a consensos y establecer una agenda para los temas pendientes que afectan a retos nacionales y europeos. Hay pues fundadas esperanzas de  que en esta legislatura se puedan abordar mayores reformas a través de acuerdos y de los desarrollos regulatorios adecuados. En esta agenda, el Gobierno tiene que establecer con celeridad su hoja de ruta regulatoria, de manera transparente y logrando el consenso de los grupos políticos, contando con las comunidades autónomas y dialogando con los interlocutores de las actividades energéticas.

Están servidas pues las líneas maestras de la política energética a tres años, hacia el horizonte 2030 y la perspectiva 2050, pero para que sean eficaces es imprescindible acometer una agenda regulatoria que las desarrolle, más allá de las renovables y con la misma prioridad, por la eficiencia energética y la mejora de los consumidores.

Camino despejado para renovables, pero… ¿y para la eficiencia energética y los consumidores?

Está meridianamente claro que las renovables tienen ya su camino despejado, ahora toca ver si también el horizonte será despejado para la eficiencia y los consumidores. Confiemos en que así sea porque en esto tenemos unos retos capitales por delante con mayor replicabilidad si cabe para contribuir a la economía productiva, la actividad económica y al empleo.

Para los consumidores, en mi opinión, la prioridad a materializar en esta legislatura debe ser completar la reestructuración de los costes regulados y dotar de una nueva fiscalidad energética, que fomente al mismo tiempo más competencia y más mercado, para sacar los costes ajenos al suministro eléctrico y lograr una mayor competitividad, especialmente para los industriales. Si se hace bien está gran reforma estructural -que requerirá de la experiencia económica del ministro y del secretario de estado de Energía, en colaboración con el Ministerio de Economía, Industria y Competitividad-, se estará posibilitando un escenario de mayor competitividad energética que impulsará la reindustrialización con más actividad y empleo. Si se realiza con éxito este trasplante de partidas económicas estructurales de costes/ingresos del sistema eléctrico -entre 5.000 y 8.000 millones de euros al año-, que hagan florecer nuestra energía, economía y competitividad, será todo un bono económico y social a gran escala para el país. Ya se sabe que a mayor competitividad energética se estimulan las exportaciones y la demanda, dando inicio al ciclo virtuoso de mayor actividad económica, mayor inversión y empleo.

Para la eficiencia energética es imprescindible completar los desarrollos pendientes, impulsar las ESE´s y el esquema de certificados de ahorros, dotando de seguridad jurídica al fondo nacional de eficiencia energética. España tiene una gran oportunidad para acercarse al objetivo de mejora del 20% de eficiencia energética para 2020 mediante inversión en tecnologías y gestión de la eficiencia energética -que no mediante reducción de la actividad productiva como sucedió con la crisis- y emplazarlo con el de la reindustrialización del país. Para ello hay que acometer sin dilación la hoja de ruta de la cogeneración para promulgar en la primera mitad de este año el programa de renovación de instalaciones de cogeneración y residuos para una capacidad existente de 2.500 MW y contribuir con ello al objetivo europeo y nacional de eficiencia energética, y a la reindustrialización de España, considerando el corto plazo en el que unas renovadas industrias cogeneradoras -con las que se produce el 20% del PIB industrial del país- pueden aportar resultados tangibles a la economía real.

La subasta de renovables y la renovación de la cogeneración, 3.000 MW renovables y 2.500 MW de eficiencia energética, deben abordarse con la idéntica prioridad. Las dos son necesarias para el país, las dos son acción por el clima y las dos contribuyen a hacer más industria. Las dos eran las siguientes y una ya ha pasado, así que den a la eficiencia energética la misma prioridad que han dado a las renovables. Qué pase la siguiente, la cogeneración, que está preparada y expectante para su renovación.

Javier Rodríguez
Director General ACOGEN

 
Mercados y precios energéticos

 
 
Compras de Electrícidad
 

El precio de contado terminó alto en diciembre y sigue aún más alto en enero siguiendo  tendencia de los repuntes imprevistos en los precios del gas y crudo.

Precio contado (OMIE) ganó adicionalmente +4,4 €/MWh (+7,77%) en diciembre, cerrando a 60,49 €/MWh. Dicha subida es 5,07 €/MWh (8,4%) mayor que la esperada hace un mes.

Así, el Precio Carga Base 2016 cerró a 39,67 €/MWh, lo cual implica una caída de 10,65 €/MWh (-21,2%) por debajo del cierre 2015 (50,32). El Calendar 2016 dejó de cotizar en OMIP a 46,7 a finales de diciembre 2015, siendo máximo 56,25, media 48,61 y mínimo 44,25. Por tanto, el 2016 se comportó en backwardation todo el año pasado, revirtiendo muy por debajo del valor mínimo de futuros, a pesar de los tremendos repuntes desde verano hasta Nochevieja.

Los futuros repuntan bruscamente a corto plazo respecto a valores de hace un mes, siendo la subida menor a medio plazo.

  • Q4 2016: subió de 54,78 a 56,49 €/MWh. Subida +1,71 €/MWh (+3,1%).
  • Q1 2017: subió de 47,60 a 58,93 €/MWh. Subida +11,33 €/MWh (+23,8%).
  • Q2 2017: subió de 39,05 a 43,90 €/MWh. Subida +4,85 €/MWh (+12,4%).
  • Q3 2017: subió de 44,14 a 49,35 €/MWh. Subida +5,21 €/MWh (+11,8%).
  • Q4 2017: subió de 43,25 a 47,35 €/MWh. Subida +4,10 €/MWh (+9,5%).

El 2017 gana +6,35 €/MWh (+14,6%) pasando de 43,5 a 49,85.

El 2018 gana +3,35 €/MWh (+8,1%) pasando de 41,5 a 44,85.

Los dos años siguientes 2019-2020 suben uniformemente +2,0 €/MWh (+4,8%) pasando de 41,75 a 43,75 el 2019 y de 41,37 a 43,37 el 2020.

El 2021 ha empezado a cotizar a mismo nivel que el 2020 desde el 2 de enero.

Concluyendo, el benchmarking a partir de las previsiones de mercado a medio plazo arroja precios inaceptables respecto a las ofertas de comercializadoras a precio fijo. Si persisten contratos a precios indexados, deben realizarse coberturas para tramos de potencia (branches) o bien para parte o todo el consumo anual estimado. La estrategia más astuta observada ha sido la de un CAP (precio techo), evitando las subidas especulativas de inicio de año.

Las liquidaciones tanto de Gestión de Demanda Interrumpible (GDI) como la Garantía de Potencia (GP o Cargo por Capacidad) son susceptibles de actualización mensual o al final del año o del contrato por el carácter provisional de la GDI y de las pérdidas óhmicas en redes de distribución y transporte. El precio de referencia de la GDI se mantiene en torno a (2,0-2,2 €/MWh) en barras de central.

Se mantienen las tarifas de ATR de electricidad para 2016, dado que se prevé una demanda en 2017 superior en 0,7% a la de 2016, así como las tarifas de garantía de potencia y los FEE’s de remuneración de operadores mercado (OMIE) y sistema eléctrico (REE). Los peajes de autoconsumo son los únicos que se ajustan a la baja, tanto el término de potencia como el de energía.

Y por si las subidas exageradas del mercado no fuesen suficientes, se teme lo peor con las propuestas de tasas regionales aplicables a la electricidad, aún por definir desde enero de 2013, inicialmente en cuatro comunidades autónomas: Cataluña, Valencia, Castilla-La Mancha y La Rioja. Estas malas intenciones (ansiedad para aumentar la recaudación de las arcas regionales sin un beneficio claro para los consumidores, en general) supondrían un fuerte varapalo a todos los consumidores, y producirán un encarecimiento desmesurado de los precios. El hecho de que la Ley del Sector Eléctrico haya dejado abierta esa posibilidad, hasta ahora no se había desarrollado nada al respecto. No está el horno para bollos. Cuidado con las previsiones de los presupuestos para 2017.


 

Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga.

Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo -€nérgita$-, ajeno a ACOGEN, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.

 

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Compras de Gas
 

Los Futuros interanuales del crudo DATED Brent repuntan (2,4%) y los del Tipo de Cambio US$/€ se deprecian (-0,5%), efecto subida neta media de (+2,1%) en el Término Energía del gas en España (year-to-year), respecto a valores de hace un mes. En sentido contrario, los Futuros interanuales del gas NYMEX caen (-5,5%). Al parecer, conforme nos vamos acercando a la entrada del nuevo gobierno en EEUU, los precios del gas y del crudo están cayendo después de alcanzar niveles máximos del año.

Así, la media de los futuros interanuales del DATED Brent suben de 53,85 a 55,15 US$/bbl, y los futuros del Tipo de Cambio caen de 1,0683 a 1,0635 US$/€. La media interanual de los futuros Gas NYMEX se reducen de 3,43 a 3,24 US$/MMBtu.

Los futuros del crudo mantienen perfil de contango, y precios del gas también a medio plazo, en ambos relajándose las tensiones alcistas. A largo plazo (2018) se observa cierta recuperación del euro frente al dólar. No se recomiendan coberturas en gas hasta que se estabilicen los precios.

De forma descarada, los precios del Mercado Ibérico de Gas (España/Portugal) MIBGAS siguieron repuntando de forma estrepitosa y alarmante, causando decepción antes y después de su primer aniversario. Después de haber tocado fondo en mayo 2016, con un precio de 13,2 €/MWh, el precio de octubre 2016 cerró a 19,0 €/MWh, en noviembre subió 13,5% hasta alcanzar 21,6 €/MWh, y en Diciembre ha subido 11,2% más, hasta llegar a 24,0 €/MWh.

Cabe decir que el producto day-ahead ha llegado a cotizar puntualmente un máximo histórico nunca visto para el 11 Ene:  40,7 €/MWh. Así, en Enero el day-ahead acumula una subida media mensual del +29,3% (+7,04 €/MWh), superando 31,0 €/MWh.

Este estadio de funcionamiento ha supuesto una pérdida de liquidez en el contrato del month-ahead (Futuro para el mes siguiente):

  • Noviembre 2016: ha tenido 7 días de actividad en Octubre, con un precio futuro medio de 18,3 €/MWh, máximo 20,2 y mínimo de 17,1.
  • Diciembre 2016: ha tenido sólo 2 días de actividad en Noviembre, con un precio futuro medio de 21,0 €/MWh, máximo 21,9 y mínimo de 20,2
  • Enero 2017: ha tenido 6 días de actividad en Diciembre, con un precio futuro medio de 23,7 €/MWh, máximo 25 y mínimo de 22.

La media acumulada del MIBGAS en 2016 alcanzó 17,2 €/MWh, con fuertes subidas hasta fin de año. Este nivel supone un aumento de 0,45 €/MWh (+2,7%) respecto al valor acumulado hace un mes. Los futuros de mercados internacionales del gas están empezando a caer y eso tiene que empezar a notarse en el MIBGAS.

Según la propuesta de orden de peajes y cánones gasistas para 2017 se mantienen las tarifas de acceso de terceros a la red de gas, excepto la tarifa del gas para uso como materia prima, que sube un 8% (ambos términos: fijo y variable).

Estos comentarios están disponibles en acogen.es para su descarga.

Las reflexiones incluidas sobre la previsible evolución de los mercados energéticos, son elaboradas por un analista externo -€nérgita$-, ajeno a ACOGEN, y reflejan exclusivamente su opinión, sin suponer en modo alguno un intento de influencia por parte de esta Asociación en el libre comportamiento de cualquier operador en el mercado.

 

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Actividad Acogen

 
 

La Asociación Española de Cogeneración ha continuado con su actividad de carácter institucional y asociativo orientada a la atención e implementación de los aspectos pendientes para los cogeneradores, tanto con reuniones con los partidos políticos e instituciones como atendiendo la ingente actividad regulatoria en estas fechas y el seguimiento de los mercados.

El 13 de diciembre, ACOGEN presenciaba la mesa redonda “Política energética europea”, organizada por el Club de la Energía y que contó con la participación de representantes de varias embajadas de Estados miembros de la UE. Por la tarde participaba en la reunión de la Comisión de Industria y Energía de CEOE, donde se analizaron las principales materias de actualidad y se identificaron las prioridades de trabajo para los próximos meses.

La Junta Directiva de la Asociación se reunía el día 14. El 20 de diciembre, el director de Regulación participaba en la reunión de la Comisión de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de CEOE, que contó en esta ocasión con la intervención de Ignacio Sánchez, subdirector general de Comercio de Emisiones y Mecanismos de Flexibilidad en la Oficina Española de Cambio Climático y en la que se analizó el estado de tramitación de la modificación de la directiva de comercio de emisiones.

Ese mismo día, el director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, asistía en Barcelona a la reunión del Grupo de Trabajo de Cogeneración en el Sector Industrial convocado por la Generalitat de Cataluña en el marco del Plan de Acción de Eficiencia Energética de la industria.

Comenzando el nuevo año, el 10 de enero Rodrigo Álvarez, director de Regulación, presidió la reunión del Grupo de Trabajo de Cambio Climático de Cogen Europe. Por su parte, el director general asistía en el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital a la toma de posesión del  Secretario de Estado de Energía, Daniel Navia, y de la Directora del Gabinete del Ministro, Raquel González, acto presidido por el ministro Álvaro Nadal.

Al día siguiente, Rodríguez acudía al desayuno organizado por El Economista, que contó con la intervención de Rosa García, presidenta de Siemens.

El lunes 16, ACOGEN asistía a la jornada “La cumbre del clima de Marrakech: un análisis de sus resultados e implicaciones para España”, mientras que el 17 de enero el director general participará en la reunión del Comité de Agentes de Mercado de OMIE. Al día siguiente tendrá lugar la reunión de la Junta Directiva de este mes.

Los días 23 y 24 de enero, el director de Regulación se traslada a Bruselas para asistir a la jornada anual de ACER-CEER, en esta ocasión bajo el título “The new energy market design”. Y concluimos con la reunión séptima del Grupo de Trabajo de Integración de la Cogeneración en la operación del sistema con Red Eléctrica de España, que se celebrará el 25 de enero y en la que estará presente ACOGEN.

 
 
ACOGEN en los medios

 
 

ACOGEN continúa informando a los medios de comunicación sobre los diferentes temas de la actualidad de su actividad y sobre sus posicionamientos y requerimientos ante el marco normativo.

La agencia Europapress se hacía eco del editorial de nuestro boletín electrónico de diciembre firmado por el director general de ACOGEN, titulando “La cogeneración lamenta que el borrador de retribución no cumpla sus objetivos de reindustrialización”. Destaca que la Asociación Española de Cogeneración lamenta que el borrador con la revisión de la retribución a las renovables y la cogeneración en 2017 propuesta por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital no incluya las propuestas reclamadas por el sector para impulsar la reindustrialización del país. "Lamentablemente la nueva propuesta retributiva aplica el marco establecido sin incluir los ajustes que los cogeneradores venimos reclamando para lograr una retribución más razonable en línea con los estándares y objetivos europeos y con las necesidades de reindustrialización y eficiencia energética de nuestro país", afirma Rodríguez.

Esta información era reproducida por Energía Diario, Expansión.comelEconomista.es, La Información, Informativos Telecinco, Noticias Cuatro, Bolsamanía, Invertia, Ecoticias y Periodista Digital

Días más tarde, Europapress informa queAcogen recurre la orden con el recorte de 290 millones a la retribución de la cogeneración”, en relación al recurso contencioso-administrativo presentado por la asociación ante la Sala Tercera del Tribunal Supremo contra la orden ministerial en la que se fijan los valores retributivos a la operación de las plantas de cogeneración para el segundo semestre. El Supremo admite a trámite a mediados de diciembre el recurso presentado por la patronal contra la orden ministerial, según consta en el Boletín Oficial del Estado (BOE).

En julio se aprobaba la orden ministerial en la que se fijan los valores retributivos a la operación de las plantas de cogeneración para el segundo semestre y que, según el sector, conlleva un recorte adicional a esta tecnología de 287 millones de euros. El borrador de la orden, en su fase de informe en la CNMC, suscitó un fuerte rechazo entre las empresas cogeneradoras y sus industrias asociadas por la envergadura del recorte adicional que comporta.

Expansión.com, elEconomista.es, El Periódico de la Energía, Noticias Cuatro, Invertia, Energía Diario, Informativos Telecinco, Bolsamanía, La Información y Periodista Digital informan sobre ello.

Por su parte, la Agencia EFE titula “Los cogeneradores llevan al Supremo la revisión de su retribución”, en relación a la publicación en BOE del recurso presentado por ACOGEN contra la citada orden ministerial, información que podíamos leer en Inversión & Finanzas, La Vanguardia.com, El Confidencial, ABC.es, Ecoticias o el Día.

Y concluimos con la tribuna del director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, como parte del club de expertos de Energy News. Bajo el título Tanto monta… monta tanto, cogeneración como renovables, Rodríguez afirma que si queremos de verdad que la eficiencia energética tenga la misma prioridad que las renovables, la próxima subasta de renovables y la renovación de la cogeneración tienen que estar en el mismo plano de prioridad y realidad para el Gobierno ya que ambas son la acción por el clima que el país necesita.

 
Socios Protagonistas

 
 

Wärtsilä es líder global en tecnologías avanzadas y soluciones completas durante todo el ciclo de vida para los mercados marino y de energía. Presente en España y Portugal desde 1987, las actividades principales de Wärtsilä en la Península Ibérica son la venta, ejecución y servicio de proyectos e instalaciones para el mercado marino, plantas de cogeneración e industria de petróleo y gas, así como la fabricación de hélices, ejes, cierres y cojinetes, y el desarrollo y ensayo de prototipos de motores de cuatro tiempos.

Wärtsilä promueve activamente el uso de gas como combustible como manera de reducir el impacto medioambiental, y ha suministrado 292 motores a 172 centrales eléctricas para el mercado ibérico (España y Portugal), con una potencia total de 1.656 MW. Las aplicaciones abarcan desde la generación eléctrica a la cogeneración industrial y las instalaciones de emergencia. 

Wärtsilä y su aportación a la cogeneración

Wärtsilä es el suministrador líder de plantas de cogeneración flexibles para el mercado global de generación de electricidad. Ofrecemos soluciones Smart Power Generation para la generación eléctrica de carga base, estabilidad de red, picos de consumo y auto generación industrial, así como para la industria del gas y el petróleo. Aportamos mayor valor a nuestros clientes con nuestras soluciones flexibles, eficientes y medioambientalmente avanzadas, que posibilitan una transformación global hacia una infraestructura energética más moderna y sostenible.

En qué consiste el concepto de generación flexible conocido como Smart Power Generation

El concepto de Smart Power Generation posibilita una transición global a una infraestructura energética fiable y asequible. Es una nueva y única solución para la generación de electricidad flexible, y una parte esencial de los futuros sistemas energéticos seguros y optimizados. El sistema Smart Power Generation puede operar de múltiples modos, desde la generación eficiente de carga base a un sistema dinámico ultra rápido de ajuste de balance, y de esta manera resuelve los principales retos para maximizar la integración de la potencia eólica.

Principales ventajas de los motores de Wärtsilä para las instalaciones de cogeneración

Extrema flexibilidad en los modos de operación y en el uso de combustibles, grandes prestaciones dinámicas y una muy alta eficiencia. Nuestros motores son capaces de operar con cualquier combustible líquido o gaseoso, incluyendo biocombustibles, gas natural, propano y etano. En menos de un minuto pueden proporcionar energía a la red, y alcanzan la plena carga en menos de cinco minutos.

 
Panorama Sectorial

 
 

“Tanto monta… monta tanto, cogeneración como renovables”
El director general de ACOGEN, Javier Rodríguez, publica el 9 de enero esta tribuna en Energy News como parte del club de expertos de portal digital, donde  afirma en que si queremos de verdad que la eficiencia energética tenga la misma prioridad que las renovables, la próxima subasta de renovables y la renovación de la cogeneración tienen que estar en el mismo plano de prioridad y realidad para el Gobierno ya que ambas son la acción por el clima que el país necesita.
Para leer la tribuna completa, visita Energy News.

ACOGEN recurre la orden con el recorte de 290 millones a la retribución de la cogeneración
La Asociación Española de Cogeneración ha presentado un recurso contencioso-admnistrativo ante la Sala Tercera del Tribunal Supremo contra la orden ministerial en la que se fijan los valores retributivos a la operación de las plantas de cogeneración para el segundo semestre. El Supremo ha admitido a trámite a mediados de este mes el recurso presentado por la patronal contra la orden ministerial, según consta en el Boletín Oficial del Estado (BOE).
El pasado julio, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo aprobó la orden ministerial en la que se fijan los valores retributivos a la operación de las plantas de cogeneración para el segundo semestre y que, según el sector, conlleva un recorte adicional a esta tecnología de 287 millones de euros. La Ley del Sector Eléctrico, la 24/2013, contempla que, al menos de forma anual, se revisarán los valores de retribución a la operación para las tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible, como es el caso de la cogeneración.
Expansión.com, 20/12/2017

La cogeneración lamenta que el borrador de retribución no cumpla sus objetivos de reindustrialización
ACOGEN lamenta que el borrador con la revisión de la retribución a las renovables y la cogeneración en 2017 propuesta por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital no incluya las propuestas reclamadas por el sector para impulsar la reindustrialización del país.
Lamentablemente la nueva propuesta retributiva aplica el marco establecido sin incluir los ajustes que los cogeneradores venimos reclamando para lograr una retribución más razonable en línea con los estándares y objetivos europeos y con las necesidades de reindustrialización y eficiencia energética de nuestro país”, afirma el director general en el boletín de diciembre de ACOGEN. Indica que el “ajuste razonable” que reclaman los cogeneradores parte de tres puntos que vengan seguidos de un plan de inversión. Estos puntos consisten en aplicar los estándares europeos de alta eficiencia, promocionar la competitividad del calor suministrado a las industrias a semejanza de la de otros países y subsanar la minusvaloración de los costes de mantenimiento. De esta forma se crearía “un clima de confianza” sobre el que pueda ponerse en marcha el Plan de Renovación Tecnológica del sector.
ACOGEN califica de “terrible” para la cogeneración el balance del primer semiperiodo regulatorio 2013-2016. De las 1.067 plantas, entre el 35% y el 38% están paradas, al tiempo que el 25% de la potencia de cogeneración se ha detenido y se ha perdido entre el 15% y el 19% de su producción eléctrica.
Energía Diario.com, 14/12/2017

GasIndustrial advierte de una "subida encubierta" del gas para la industria en el borrador de Energía
GasINDUSTRIAL ha advertido de que la propuesta de orden de peajes y cánones de gas para 2017 supone "una subida encubierta" que puede "poner en riesgo" los esfuerzos del sector por ganar competitividad. Señala que, aunque en la propuesta del Ministerio de Energía se recoge la congelación de los peajes y cánones que se venían aplicando en el ejercicio anterior, los términos en que se redactan algunas de las cláusulas en el nuevo borrador "suponen de hecho una subida encubierta, con trabas a la flexibilidad y a la competitividad". GasINDUSTRIAL advierte de la disposición final tercera, en la que se propone que "los productos de capacidad no podrán modificarse ni cancelarse hasta su finalización".
La asociación considera que el escalón de peaje a aplicar debe corresponder al consumo global en el punto de suministro y no a los consumos parciales que se deriven de cada uno de los contratos que existan sobre ese punto. Señala que "lo lógico" sería que la redacción permitiera la modificación transcurridos doce meses desde su última modificación y no desde la contratación, tal y como se viene haciendo hasta ahora.
En relación a MibGas la asociación también ha realizado alegaciones, indicando que se debe favorecer que sea un mercado de referencia de precio, promoviendo que todos aquellos índices que afecten al sector estén referenciados a productos que se puedan negociar en este 'hub' ibérico. Por ello, cree que se debería incluir en la nueva orden de peajes la habilitación para negociarse la tarifa de último recurso de gas, "dotando así al mercado de más liquidez y ayudando a que se convierta en una referencia fiable de precios".
Expansión.com, 15/12/2017

Histórico paso judicial en España a favor de la eficiencia energética
El BOE publicaba el 9 de enero la sentencia del Tribunal Constitucional en la que desestima una cuestión de inconstitucionalidad planteada por la Audiencia Nacional sobre que los planes de ahorro y eficiencia energética tuvieran que ser financiados entre 2011 y 2013 por once empresas del sector energético. 
Tal como informa Energy News, la sentencia dice textualmente que “la selección de las once entidades obligadas a financiar los planes de ahorro y eficiencia energética tiene una justificación objetiva y razonable, respetando, asimismo, el canon de proporcionalidad exigible“.
 “Es la primera vez que un órgano judicial en España, y nada más y nada menos que el principal, el Tribunal Constitucional, falla a favor de la financiación de la eficiencia energética a través de un sistema de obligaciones para las empresas que venden energía”  declaraba   Javier García Breva, experto en Políticas Energéticas y Presidente de N2E, al diario digital.
Para el experto, esta sentencia crea jurisprudencia en nuestro país para que, por ejemplo, el Tribunal Supremo falle a favor de la eficiencia energética. La propia sentencia hace referencia a que durante su tramitación se ha producido la transposición de la Directiva de Eficiencia Energética 2012/27/UE que ha dado lugar a la creación del Fondo Nacional de Eficiencia Energética. Opina que “esta sentencia vendrá muy bien a las demandas que hay ahora interpuestas en el Supremo contra la financiación que se ha establecido para el Fondo Nacional de Eficiencia Energética”, un Fondo que está estipulado que se financie cada año con las obligaciones de eficiencia energética del 1,5% de la facturación de ventas de energía, es decir, las empresas que venden energía tienen que ingresar en una cuenta del IDAE cada año la cantidad que determine una orden ministerial.
Energy News, 10/01/2017

Wärtsilä suministrará una central eléctrica flexible de cogeneración de 100MW en Alemania
Wärtsilä suministrará una central eléctrica de cogeneración (CHP) de 100 MW a Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG en Alemania, para la producción de electricidad y vapor. La central de tipo Smart Power Generation, contará con diez motores Wärtsilä 34SG de gas natural, y está previsto que funcione a pleno rendimiento a finales de 2018. El alcance de suministro de Wärtsilä incluye ingeniería, aprovisionamiento y construcción (EPC), así como un acuerdo de mantenimiento durante 15 años con garantías de rendimiento. El pedido está contabilizado en el cuarto trimestre de 2016.
"Al contrario que las centrales eléctricas de cogeneración tradicionales, basadas en carbón o turbinas de gas, los motores de gas de Wärtsilä se pueden arrancar y parar sin limitaciones en tan solo 2 minutos. Esto nos permite operar en los mercados de balance, puesto que podemos ajustar la entrega de potencia rápidamente para responder a las fluctuaciones en la demanda eléctrica,” dice el Dr. Lars Eigenmann, CEO de Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG.
El Dr. Eigenmann explica además, que la flexibilidad de operación sin igual representada por los motores Wärtsilä, ofrecen a Kraftwerke Mainz-Wiesbaden una forma completamente nueva de operar sus centrales eléctricas de manera rentable. "Con una capacidad flexible como esta, tenemos la posibilidad de operar con éxito en los momentos del día en los que no hay energía solar o eólica disponible en Alemania. Podemos arrancar y parar varias veces al día, y vender la electricidad a los mercados europeos al por mayor.”
Como parte del plan de acción climático alemán, el país se ha comprometido a incrementar el porcentaje de electricidad producida por centrales de cogeneración CHP hasta el 25% de la producción total de electricidad para el 2025. Para alcanzar este objetivo, la nueva ley de CHP favorece a las centrales eléctricas flexibles y medioambientalmente responsables que pueden operar en los mercados de balance, a la vez que generan calor en forma de vapor para la comunidad.
Esta nueva central eléctrica de cogeneración de alta eficiencia, la primera de su clase de Wärtsilä en Alemania, generará 100MW de electricidad y hasta 96MW de energía térmica a los vecinos de Mainz, en el corazón de Europa, donde la red de calefacción local del distrito distribuye calefacción a 40.000 hogares. La nueva central puede alcanzar una eficiencia total del 90 por ciento, y al utilizar el combustible de la manera más eficiente ayuda a la reducción de las emisiones.
Una vez completada la central eléctrica, el área de Mainz-Wiesbaden experimentará una transición desde un sistema tradicional de generación de calor y electricidad a un sistema moderno, ágil y de bajas emisiones de CO2 maximizando la utilización de las instalaciones de energías verdes.
"Este proyecto apoya el desarrollo de Alemania hacia una economía de bajas emisiones de CO2. Con nuestra solución de calefacción de distrito dinámica, Kraftwerke Mainz-Wiesbaden puede mejorar su eficiencia total en aproximadamente un 5-10 por ciento," dice Christer Strandvall, Regional Director en Wärtsilä Energy Solutions.
"Wärtsilä tiene una fuerte red de servicio en Alemania y estamos deseando dar soporte a este acuerdo de largo recorrido con nuestros competentes y experimentados profesionales," explica Thomas Becker, Managing Director de Wärtsilä Deutschland GmbH.
La capacidad instalada total de centrales CHP de Wärtsilä's es de aproximadamente 11 GW. La capacidad total instalada de generación de la empresa de más de 60GW en 176 países.
Nota de prensa, 19/12/2016

Redexis invertirá 600 millones hasta 2020 y elevará un 15% el beneficio bruto en 2016
Redexis prevé invertir 600 millones de euros entre 2016 y 2020, y espera cerrar sus cuentas con un incremento del 15% en el beneficio bruto de explotación (Ebitda). Asimismo, quiere  incrementar sus puntos de suministro un 7% al año, para lo que mantendrá su estrategia de crecer a través de inversiones.
La agencia de calificación crediticia Fitch ha ofrecido estas cifras. Redexis es propiedad de Goldman Sachs, que lleva desde hace meses valorando la posibilidad de vender la empresa. Fitch explica que el nuevo plan estratégico de la compañía mantiene los criterios ya ofrecidos en su anterior hoja de ruta y que se esforzará en la transformación de los puntos de gas licuado del petróleo en gas natural, al tiempo que dedicará el 90% de sus inversiones a la actividad de distribución.
En cuanto al proceso de venta, Goldman Sachs ha buscado entre fondos soberanos y fondos de inversión especializados en infraestructuras un comprador para Redexis, cuyos activos se encuentran en España e incluyen una red de 9.000 kilómetros. Mientras que las grandes corporaciones del sector, como Gas Natural Fenosa o Endesa, no tienen interés, sí que atrae a fondos de inversión en busca de activos con retornos recurrentes y estables.
Redexis es el segundo principal operador de España dentro de la actividad de transporte,  mientras que en la de distribución figura en cuarta posición. En total, suma 602.944 puntos de suministro con una implantación en territorios donde viven siete millones de personas.
elEconomista.es, 01/01/2017

Las importaciones de gas natural caen un 1,1% en noviembre
Las importaciones netas de gas natural ascendieron a 29.840 GWh en noviembre, lo que supone un descenso del 1,1% respecto al mismo mes del ejercicio anterior, según la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores). Un descenso consecuencia de la caída de las importaciones netas de gasoducto, que cayeron un 4,8%, mientras que las de gas natural licuado (GNL) se incrementaron un 3,4%.
Las entradas de gas natural en noviembre en España alcanzaron los 33.378 GWh, un 3,4% inferiores a las de noviembre de 2015. Disminuyeron los suministros procedentes de Oriente Medio (-58,8%) y de África (-5,4%), este último debido a las menores importaciones procedentes tanto de Argelia como de Nigeria (-6,1% y -1,3%, respectivamente); mientras que, por el contrario, crecieron las importaciones con origen América Central y Sur (+114,2%) y Europa y Euroasia (+23,1%). En el acumulado anual, los principales suministradores de gas natural a España son Argelia (57,7%), Nigeria (14,4%) y Noruega (10,6%).
Las exportaciones percibieron un descenso interanual de -18,6%, situándose en 3.638 GWh. Las realizadas por gasoducto, que representan el 98% del total, aumentaron un 27,9%, mientras que las de GNL cayeron un 95,7%.
El Periódico de la Energía, 09/01/2017

La CNMC advierte de un déficit de tarifa de gas de 450 millones en 2016 y 2017
Según los cálculos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el sistema gasista cerrará el ejercicio 2016 con un déficit de tarifa de 189 millones, a lo que se sumará previsiblemente otro de 262 millones en 2017 que ocasionará un desajuste total de cerca de 450 millones.
Recientemente el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha publicado en el BOE la orden ministerial que congela los peajes de gas en 2017 después de calcular que los ingresos del ejercicio serán de 2.946 millones y que los costes ascenderán a 2.940 millones, lo que arrojará un superávit de 6 millones. En su informe, la CNMC advierte sobre esta orden ministerial de “erratas en el procedimiento de facturación” usado para estimar los ingresos, así como de una previsión de demanda por encima de la ontemplada por el regulador.  “De acuerdo con el escenario de previsión de la CNMC para 2017 y considerando los costes resultantes de las comprobaciones de la CNMC, se produciría un desajuste negativo de 262,1 millones”, indica el regulador.
En cuanto a 2016, prevé que los ingresos sean de 2.745 millones, frente a 2.926 millones de costes, lo que provocará un desajuste de 180 millones, al que hay que añadir las “erratas en la facturación” detectadas y la anualidad del déficit de 2015, con lo que el desajuste será de 189 millones.
El Gobierno tiene reconocido un déficit de tarifa del gas de 1.025 millones hasta el cierre de 2014, cuyo importe financiarán los distintos agentes del sector. A partir de esa fecha, la revisión de los peajes queda condicionada a que los posibles desajustes del sistema superen en términos anuales el 10% de los ingresos. De manera que el límite para que el Gobierno se vea obligado a subir los peajes es de aproximadamente 300 millones de desajuste tarifario anual.
El Periódico de la Energía, 30/12/2016

Gobierno estima un coste máximo de 176 millones al año para el sistema por 3.000 MW nuevos de renovables
El Ministerio de Energía estima unos sobrecostes máximos para el sistema derivados de la retribución a la inversión por parte de las nuevas instalaciones de la nueva subasta de renovables por 3.000 megavatios que celebrará en el primer trimestre de 2007 de 176 millones de euros anuales a partir de 2019, una vez que las instalaciones hubieran entrado en funcionamiento.
Según consta en la memoria de orden por la que se regulará la subasta, Energía realiza la estimación de esta cifra bajo la hipótesis de que se realice una asignación de 1.400 MW eólicos, 1.400 MW fotovoltaicos y 200 MW del resto de tecnologías.
Suponiendo que la rebaja obtenida en la subasta es del 0%, estima que de la cifra total de 176 millones de euros, 75 millones de euros corresponderían a la eólica, 71 millones de euros a la fotovoltaica y 30 millones de euros al resto de tecnológicos.
La subasta permitirá elevar en un 10% la potencia de renovables actualmente instalada en España, que supera los 30.000 megavatios. Los nuevos proyectos deberán ejecutarse antes del 31 de diciembre de 2019.
Tal como comunicó el Ministerio, España tiene el "firme compromiso" de alcanzar el 20% de energía renovable en el año 2020. Para seguir avanzado en el objetivo, las nuevas subastas consistirán en un mecanismo competitivo y tecnológicamente neutral en el que las distintas tecnologías podrán competir en igualdad, garantizando que se incorporan aquellos proyectos más eficientes y que supongan un menor coste para el consumidor, en línea con las directrices de la Comisión Europea.
La Información.com, 29/12/216

La CNMC avisa de un déficit de tarifa de gas de 450 millones
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calcula que el sistema gasista cerrará el ejercicio 2016 con un déficit de tarifa de 189 millones, a lo que se sumará previsiblemente otro de 262 millones en 2017 que ocasionará, en el acumulado de los dos años, un desajuste de cerca de 450 millones.
Este desfase puede situar al Gobierno cerca del límite por encima del cual debe elevar los peajes que pagan los consumidores de gas natural para sufragar los costes regulados del sistema gasista, conforme a lo establecido en la legislación aprobada en 2014. El umbral para que el Gobierno se vea obligado a subir los peajes se encuentra en torno a los 300 millones de desajuste tarifario anual.
El Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital ha publicado en el BOE la orden ministerial que congela los peajes de gas en 2017 después de calcular que los ingresos del ejercicio serán de 2.946 millones y que los costes ascenderán a 2.940 millones, lo que arrojará un superávit de 6 millones. La CNMC advierte en su informe sobre esta orden ministerial de “erratas en el procedimiento de facturación” usado para estimar los ingresos, así como de una previsión de demanda por encima de la contemplada por el regulador.
De acuerdo con el escenario de previsión de la CNMC para 2017 y considerando los costes resultantes de las comprobaciones de la CNMC, se produciría un desajuste negativo de 262,1 millones”, afirma el regulador en su informe.
En cuanto a 2016, el organismo prevé que los ingresos sean de 2.745 millones, frente a 2.926 millones de costes, lo que provocará un desajuste de 180 millones. A este desfase hay que añadir las “erratas en la facturación” detectadas y la anualidad del déficit de 2015, con lo que el desajuste será de 189 millones, señala la CNMC. El umbral para que el Gobierno se vea obligado a subir los peajes se encuentra en torno a los 300 millones de desajuste tarifario anual.
El Periódico de la Energía, 30/12/2016

Los precios industriales apuntalan su alza en noviembre
Los precios industriales se incrementaron en noviembre un 0,6 % con respecto al mismo mes de 2015, sumando dos meses consecutivos en ascenso, según el índice de precios industriales (IPRI) publicado por el Instituto Nacional de Estadística.
Uno de los sectores que más ha contribuido a este repunte es el de bienes intermedios, con un crecimiento interanual del 0,8 %, impulsado por la producción de metales preciosos y otros metales no férreos y de la fabricación de productos básicos de hierro, acero y ferroaleaciones.
La energía contribuyó un 0,2%, un área que pierde impulso debido a la bajada de los precios del refino de petróleo y a pesar de los mayores precios en producción, transporte y distribución de energía eléctrica.
EFE Empresas, 23/12/2016

El Supremo avala las tasas locales a las instalaciones de electricidad y gas
El Tribunal Supremo ha avalado que los ayuntamientos valoren como “construcciones” las instalaciones de electricidad y de gas, de manera que las eléctricas deban pagar por aprovecharse de un “dominio público”. De esta manera, rechaza los recursos de tres empresas –Red Eléctrica, Unión Fenosa, Gas Galicia–, que tachaban de error el método empleado por los ayuntamientos de Arteixo (A Coruña), Serradilla (Cáceres) y Villalcampo (Zamora).
La fórmula empleada por estos consistorios para calcular el valor que dichas instalaciones representan para las empresas es “adecuada”, concluye el Supremo. Para el alto tribunal, “la toma en consideración de tales infraestructuras para calcular la base imponible de la tasa resulta adecuada a la finalidad perseguida por el legislador: si se trata de valorar la utilidad que proporciona al sujeto pasivo el uso privativo o el aprovechamiento especial del dominio público local por la instalación de los mencionados elementos relativos a la distribución de electricidad, parece de todo punto razonable tomarlas en consideración”.
ABC.es, 04/01/2017

El precio diario de la electricidad se dispara hasta los 72,89 €/MWh, nuevo máximo desde diciembre de 2013
El precio mayorista de la electricidad se situará el 11 de enero en 72,89 euros por megavatio hora, el nivel más alto para una referencia diaria desde diciembre de 2013, cuando el Gobierno decidió suspender el anterior sistema de subasta eléctrica (Cesur) y sustituirlo por el actual, en función del consumo diario y la cotización de la energía en el mercado mayorista (‘pool’).
De esta manera, los precios se disparan de nuevo por encima de los 70 euros por MWh en un contexto de temperaturas anticiclónicas, menor contribución de la eólica y un volumen de demanda prevista superior a la de los últimos días, de 623 gigavatios hora (GWh).
Con esta referencia del 11 de enero, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista se sitúa en los once primeros días de enero en una media de 64,23 euros, un 150% por encima de la media del arranque de 2016, cuando el temporal de viento y lluvia deprimió significativamente el ‘pool’.
El Periódico de la Energía, 10/01/2017

Sabíamos que la eficiencia energética da empleo a mucha gente. Ahora sabemos a cuántos.
Por Jim Barrett, Chief Economist
Donald Trump, presidente electo de EEUU, tomará posesión de su cargo la próxima semana. Probablemente debe estar pensando cómo cumplir su promesa de campaña de crear trabajos e impulsar la economía estadounidense. No hace falta que piense mucho, a mano tiene la oportunidad que ofrece la eficiencia energética. Según un nuevo informe, la eficiencia energética representa ya 1,9 millones de trabajos solamente en EEUU.
El empleo asociado al sector de la eficiencia energética se caracteriza, entre otros, por su amplia diversidad de perfiles de empleo, desde fabricantes de bienes de equipo hasta instaladores y expertos en mejora de la eficiencia doméstica, pasando por gestores energéticos. Pero, dado que la eficiencia energética implica a tantos sectores de la economía, y teniendo en cuenta que es extremadamente difícil cuantificar las personas que trabajan en el sector de la eficiencia, el Gobierno tiene que idear una forma específica de evaluar al sector, necesariamente distinto del aplicado en industrias como la automoción.   
El mes pasado, las consultoras E4TheFuture y Environmental Entrepeneurs publicaron un informe que intenta dar una respuesta ajustada a la realidad. En base a una metodología similar a la empleada por la Administración en la elaboración de sus estadísticas oficiales, el informe llega a la conclusión de que alrededor de 1,9 millones de personas trabajaron -a tiempo completo o parcial- en el sector de la eficiencia energética durante 2015. El informe prevé que dicha cifra se habría incrementado en otros 250.000 trabajadores en 2016, convirtiéndola en el mayor sector de la economía baja en carbono y dando trabajo al doble de personas que el sector de la automoción (incluyendo fabricación de subcomponentes del automóvil) y casi diez veces más que al sector de E&P de gas y petróleo.
Llegar a estas cifras no es fácil, ni inmediato, y hay puntos discutibles. En primer lugar, la metodología incluye a todo trabajador que haya dedicado algo de su tiempo a trabajar en el ámbito de la eficiencia energética. Es el mismo procedimiento seguido por la Oficina estadounidense de Estadísticas Laborales para calcular el empleo industrial y, aunque la cifra publicada incluye a unos 890.000 trabajadores que dedicaron al menos la mitad de su tiempo a eficiencia energética, también se incluye a trabajadores que dedicaron un porcentaje inferior de su tiempo. Por otro lado, es de reseñar que el informe aporta datos por Estado.  
 ACEEE (Consejo Americano para una Economía Eficiente en Energía), de EE.UU.

 
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