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España y Francia han alcanzado al parecer, un acuerdo tácito en el proyecto de interconexión eléctrica Francia-España. Según confirmaba el Secretario General de Energía, Ignasi Nieto, se ha llegado a un acuerdo sobre el trazado que cubrirá los 55 Km de interconexión. De las distintas alternativas planteadas, parece que el trazado elegido será el que cruza el valle de Le Perthus y discurre entre las localidades de Santa Llogaia( Gerona) y Baixàs( Francia).

La nueva interconexión eléctrica entre España y Francia, que podría estar construida en el segundo semestre de 2011, irá en paralelo al corredor de infraestructuras que unirá los dos países, irá en paralelo al trazado del AVE y la autopista y tendrá una capacidad de 1.200 MW. Una vez decidido el trazado, los Gobiernos de España y Francia intentarán cerrar una fecha para comenzar la tramitación del proyecto en la Cumbre Hispano-Francesa que presidirán los presidentes de ambos países en París.

A pesar del acuerdo entre ambos países, esta pendiente el informe elaborado por el coordinador de la interconexión nombrado por la Comisión Europea, Mario Monti. Este debe presentar su informe definitivo sobre el trazado y sobre la necesidad o no de soterrar determinados tramos.

Según Nieto, la nueva interconexión eléctrica podría ser una realidad para 2011, mientras que los trabajos de trazado que ya se han iniciado desde Sentmenat hasta Girona pueden estar terminados en junio de 2009.

El Gestor Técnico del Sistema Gasista, Enagás, hace balance de 2007 y sitúa la demanda de gas natural en los 408.300 GWh, lo que supone un incremento del 4,3% con respecto a 2006.
El crecimiento de la demanda convencional (doméstica e industrial) creció un 3,7% alcanzando los 266.286 GWh , frente a la de generación eléctrica, que lo hizo en un 5,5% llegando a los 142.012 GWh.

En 2007, con 14 nuevos grupos de ciclo combinado, se contaba con 53 grupos que sumaban una potencia total instalada en España de 22.990 MW.

El mercado a tarifa descendió un 13,5% , por la entrada en vigor de la ITC 3992/2007, según la cual a partir del 1 de julio de 2007 quedaron suprimidas las tarifas industriales.

Según Enagás, se mantiene la evolución creciente en la holgura del sistema gasista, alcanzando el 14% en 2007, lo que incrementa la seguridad y la flexibilidad para atender la demanda en todas las situaciones.

2007 fue un año de cambios normativos con la entrada en vigor de la Ley 12/2007, que modificó la Ley 34/1998 del Sector Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural. A raíz de la nueva normativa, Enagás asume las funciones, derechos y obligaciones del Gestor Técnico del Sistema Gasista, creando una Unidad Orgánica específica que ejercerá las funciones en régimen de exclusividad y con separación contable y funcional.

Se pone en marcha la tarifa de suministro de último recurso en el sector del gas natural bajo el Real Decreto 1068/2007, de 27 de julio y con la Orden ITC/2309/2007, de 30 de julio, se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de gas natural , que se hará efectivo el 1 de julio de 2008.

Por Comunidades Autónomas, destacan Cataluña (21%), Andalucía (18%9 o Valencia (11%) con los mayores niveles de demanda de gas natural.

A dos días de vencer el plazo dado por la Comisión Europea a España para que el Gobierno español retire las condiciones impuestas a los nuevos dueños de Endesa, Enel y Acciona, en su momento cuando trataban de hacerse con el 100% de la eléctrica, la CE ha vuelto a advertir a España.

El organismo europea amenaza con abrir un expediente de infracción si no se retiran las condiciones impuestas y que fueron consideradas ilegales por Bruselas, al vulnerar los principios de libre circulación de capitales.

Industria por su parte, ya contesto en su día que no cambiaría las condiciones impuestas. Por lo que es mas que probable que las diferencias entre el Gobierno español y la Comisión Europea se tengan que resolver en el Tribunal de Justicia de Luxemburgo.

El nuevo Gobierno de Cristina Fernández de Kirchener veta la exportación de carburantes líquidos en Argentina. El objetivo no es otro que controlar el déficit de carburante en el país.
Para llevarlo a cabo, la nueva presidenta no solo prohibe las exportaciones a las compañías petroleras que operan en el país, entre las que se encuentra la española Repsol YPF, sino que ha ordenado que el precio de los combustibles líquidos se rebajen un 35%.
Así, durante el tiempo que establezca el Gobierno argentino, la venta de petróleo refinado al exterior esta prohibido y éste queda limitado al mercado interno.
El Gobierno del país se ha respaldado en la Ley de Abastecimiento para aplicar esta medida, argumentando que el desabastecimiento interno del país es lo prioritario y las petroleras están priorizando la exportación sobre éste.
El Gobierno se ha reunido con las compañías implicadas para explicarles la situación y confirmar que hasta que el mercado interno no recupere sus niveles, no se darán autorizaciones para realizar exportaciones.
Las petroleras por su parte, analizan la medida y su repercusión.

Se acerca el final del año y con él la revisión de las tarifas en el sector energético. No sólo será la tarifa eléctrica la que suba, sino que al parecer la tarifa del gas natural tendrá una subida escalonada por tramos. Así según el borrador de la orden de tarifas que el Ministerio ha remitido a la CNE, la tarifa de gas natural para la mayor parte de los consumidores domésticos subirá a partir del 1 de enero próximo un 4,84%, hasta 0,44 euros por kilovatio hora (KWh).

La tarifa del gas para los consumidores domésticos con consumo menor o igual a 5000KWh, subirá un 4.93%. Los que tengan consumo entre 5000-50.000 KWh crecerá un 4.84%

Este porcentaje corresponde al tramo de consumo de entre 5.000 y 50.000 KWh al año, en el que se inscribe la mayor parte de los consumidores domésticos, mientras que para los hogares con un consumo inferior a los 5.000 kWh al año el incremento será del 4,93%, hasta 0,52 euros por kWh. Por su parte, los consumidores industriales tendrán subidas del 4.4% para los consumos entre 50.000-100.000KWh, y del 4.17% para los consumos de mas de 100.000KWh.

Al parecer los cálculos estimados por Industria habrían tenido en cuenta el precio de la materia prima. La tarifa de gas se revisará en los meses de abril y julio, siempre y cuando la oscilación del coste de la materia prima supere el 2%.

Dentro de los distintos puntos propuestos está la tarifa de de ultimo recurso, como una forma de limitar los precios para los hogares con consumos bajos, que entrará en vigor el 1 de julio. Sin embargo, para la CNE, la propuesta no determina la tarifa de último recurso, sino que establece la tarifa de venta que transitoriamente deben aplicar los distribuidores. Ademas, la CNE pide al Ministerio que introduzca cambios en el cálculo del coste de la materia prima y que las facturas del gas incluyan información de los conceptos utilizados en el cálculo.

La propuesta pasará mañana por Consejo de Ministros para su aprobación, al igual que la propuesta para la tarifa eléctrica.

Con tan sólo un descenso de 8 hm3 con respecto a la semana anterior, la reserva hidráulica se mantiene estable en el 41.5% de su capacidad total con 22.466 hm³ de agua embalsada.

Destaca el descenso de la cuenca del Duero, con 40 hm3 menos y el aumento en la cuenca del Ebro, con 42 hm³ mas.

La reserva por ámbitos se encuentra:
-Galicia Costa al 32,9%
-Norte I (sur de Galicia y norte de León) al 44,1 %
-Norte II (Asturias y Cantabria) al 57,9%
-Norte III (País Vasco excepto sus cuencas internas) al 83,1%
-Cuencas internas del País Vasco al 71,4%
-Duero al 50,3%
-Tajo al 40,8 %
-Guadiana (Castilla-La Mancha y Extremadura) al 54,4%
-Cuenca Atlántica Andaluza al 38,7%
-Guadalquivir al 35,3%
-Cuenca Mediterránea Andaluza al 25,4%
-Segura al 15,1%
-Júcar al 20,3%
-Ebro al 41,6%
-Cuencas internas de Cataluña al 24,7%

renovables Horizon de cuatro parques eólicos en EE.UU. por 420 millones de euros.

La operación realizada junto con GE Energy Financial Services y Wachovia Investment Holdings, permitirá que las instalaciones eólicas desarrollen su funcionalidad hasta alcanzar los 600 MW de potencia. Los cuatro parques en cuestión son el Elkhorn Valley, de 101MW; de Praivie Star, de 101 MW; de Twice Grovers 2, de 198 MW, y de Lone Star 2, de 200 MW.

El negocio de renovables de EDP, integrado en la filial NEO, consolidó su presencia de renovables en Estados Unidos con la compra de Horizon y estudia oportunidades de crecimiento en mercados como Polonia, Italia, Reino Unido, México, Canadá o Brasil.

Dentro de los distintos mecanismos de flexibilidad que establece el Protocolo de Kioto para reducir las emisiones de CO2 en países en vías de desarrollo, la filial de renovables del grupo Iberdrola ha registrado ante la ONU, el parque eólico de Ventosa (México) como MDL.

El parque eólico La Ventosa ha sido registrado como MDL por la junta ejecutiva del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), organismo dependiente de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático (UNFCCC).
Tras su visto bueno por la Autoridad Nacional Designada española, en mayo de 2005, el proyecto consigue ahora su designación como Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) por un período de siete años, prorrogable hasta 21 años, a partir del 1 de enero de 2008.

El parque eólico La Ventosa, cuya entrada en funcionamiento está prevista para el primer semestre de 2008, contará con 80 MW de potencia instalada, se ubicará en el Estado de Oaxaca y permitirá reducir las emisiones anuales de CO2 en 185.000 toneladas.

Esta instalación se suma a otro MDL promovido por Iberdrola en Guatemala y que ya tiene el visto bueno de Naciones Unidas, la central hidroeléctrica de Las Vacas, que cuenta con 45 MW de capacidad y se puso en marcha en mayo de 2002.

Como se esperaba, el Dpto de Energía de EE.UU. anunciaba un fuerte descenso en las reservas de crudo en EE.UU., algo que volvía a marcar la tendencia alcista del barril de crudo en los mercados internacionales.

El barril del crudo Brent, de referencia en Europa, alcanzó ayer un nuevo máximo histórico en el mercado de futuros de Londres, donde llegó a cotizar en los 98,50 dólares, aunque finalmente cerró la jornada en los 97,67 dólares. Por su parte, el Texas, de referencia en EE.UU., volvió a sobrepasar la barrera de los 100 dólares, pero al final de la sesión moderó su precio y acabó a 82 centavos de esta mítica barrera.

Las reservas de petróleo en Estados Unidos bajaron en 4 millones de barriles la semana pasada hasta los 289,6 millones de barriles. Mientras que las de gasolina, subieron en 1,9 millones de barriles hasta los 207,8 millones y las de combustible para calefacción también aumentaron en 600.000 barriles, y se ubicaron en los 127,2 millones de barriles.

Al desencadenante de esta ultima subida se siguen sumando los factores geopolíticos, por la tensión entre Irán y Estados Unidos, la situación en Nigeria, las difíciles relaciones exteriores de Venezuela, el aumento del consumo en China o la depreciación del dólar frente al euro..
Ahora el mercado se mantiene a la espera de la próxima reunión de la OPEP, el 1 de febrero, en la que el cartel podría decidir incrementar sus cuotas de producción.