| Norma | UNE-EN ISO 50001:2011 |
| Título español | Sistemas de gestión de la energía. Requisitos con orientación para su uso. (ISO 50001:2011) |
| Título inglés | Energy management systems - Requirements with guidance for use (ISO 50001:2011) |
| Título francés | Systèmes de management de l'énergie - Exigences et recommandations de mise en oeuvre (ISO 50001:2011) |
| Fecha Edición | 2011-11-08 |
| ICS | 13.020.10 / Gestión medioambiental. |
| 27.010 / Ingeniería de la energía y de la transmisión de calor en general | |
| Comité | AEN/CTN 216 - ENERGÍAS RENOVABLES, CAMBIO CLIMÁTICO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA |
| Equivalencias Internacionales | EN ISO 50001:2011 - Idéntico ISO 50001:2011 - Idéntico |
| Anulaciones | Anula a: UNE-EN 16001:2010 |
| Anula a: UNE-ISO 50001:2011 |
Francisco Albertus Venegas (Ingeniero Técnico Industrial). Noticias y datos de interés del sector eléctrico.
jueves, 23 de agosto de 2012
Sistema de Gestión de la energía
APORTACIÓN DE LOS CICLOS COMBINADOS DE GAS NATURAL AL SISTEMA ELÉCTRICO
RÉCORD EN LA APORTACIÓN DE LOS CICLOS COMBINADOS DE GAS NATURAL AL SISTEMA ELÉCTRICO
Sedigas (Asociación Española del Gas) acaba de informar de que las altas temperaturas registradas en los últimos días han provocado que el sistema eléctrico español haya tenido que ser soportado por las centrales de ciclo combinado de gas natural españolas, consiguiendo así una de las mayores cuotas de funcionamiento de la temporada para estas instalaciones.
Ante la intermitencia en la producción de las energías renovables, las centrales de ciclo combinado de gas natural alcanzaron el martes el 24,3% de la generación, según los datos ofrecidos por Red Eléctrica de España. Por contra, durante la hora punta, la energía eólica aportó solo un 3,2% de la generación.
Pero, aunque se alcanzaron máximos de consumo eléctrico superiores a los 38.154 megavatios (MW), el operador del sistema eléctrico ha descartado los picos de otros veranos ante los bajos niveles de demanda registrados este año.
Dada esta situación, Sedigas apremia al Ejecutivo a que cuando aborde el contenido de la reforma energética tenga en cuenta la "infrautilización" que sufren las instalaciones de ciclo combinado y, en particular, su aportación a la seguridad del suministro y respaldo del sistema eléctrico.
Sedigas (Asociación Española del Gas) acaba de informar de que las altas temperaturas registradas en los últimos días han provocado que el sistema eléctrico español haya tenido que ser soportado por las centrales de ciclo combinado de gas natural españolas, consiguiendo así una de las mayores cuotas de funcionamiento de la temporada para estas instalaciones.
Ante la intermitencia en la producción de las energías renovables, las centrales de ciclo combinado de gas natural alcanzaron el martes el 24,3% de la generación, según los datos ofrecidos por Red Eléctrica de España. Por contra, durante la hora punta, la energía eólica aportó solo un 3,2% de la generación.
Pero, aunque se alcanzaron máximos de consumo eléctrico superiores a los 38.154 megavatios (MW), el operador del sistema eléctrico ha descartado los picos de otros veranos ante los bajos niveles de demanda registrados este año.
Dada esta situación, Sedigas apremia al Ejecutivo a que cuando aborde el contenido de la reforma energética tenga en cuenta la "infrautilización" que sufren las instalaciones de ciclo combinado y, en particular, su aportación a la seguridad del suministro y respaldo del sistema eléctrico.
viernes, 17 de agosto de 2012
La nueva reforma energética.
La reforma energética que prepara el Gobierno amenaza con volverse contra una de las principales empeños del PP: la prórroga de la nuclear de Garoña. Para funcionar hasta 2019, la central tendría que acometer inversiones que el sector cifra en 100 millones por las exigencias del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). A eso se suma el próximo impuesto anunciado por el ministro de Industria, José Manuel Soria, a los residuos nucleares. Esto ha llevado a Endesa e Iberdrola (dueñas de la planta al 50%) a plantearse si piden o no la renovación del permiso, según fuentes del sector. La empresa afirma que es pronto para calcular el impacto de la reforma en sus cuentas.
El PP no optó por la vaguedad en el tema nuclear. Siempre apostó por mantener Garoña, que en 2011 cumplió los 40 años para los que fue inicialmente diseñada. Ni el accidente de Fukushima, cuyo primer reactor es gemelo al de Garoña, cambió la decisión. Mientras Alemania, Suiza, Italia y Bélgica daban marcha atrás en sus planes atómicos, Industria publicó el 3 de julio la orden para mantener Garoña hasta 2019, seis años después de la fecha de cierre fijada por el Gobierno del PSOE.
Las eléctricas querían conseguir ahora 10 años de prórroga, pero el CSN advirtió de que no tenía tiempo a evaluar las condiciones. Sí dijo que podía tratar el expediente hasta 2019 porque hace cuatro años ya analizó la ingete documentación de la prórroga. Entonces eximió a la central de dos grandes obras —el cambio de kilómetros de cables y el aislamiento de la sala de control— que ahora son imprescindibles. A eso se suman las obras derivadas de Fukushima, como un búnker que sirva de refugio para los trabajadores en caso de accidente grave. Un portavoz de Nuclenor (la sociedad que opera Garoña) afirmó ayer que no han calculado cuánto costarían esas obras, aunque fuentes del sector estiman que pueden rondar los 100 millones. Eso, para una central de solo 466 megavatios (frente a los 2.079 de los dos reactores de Almaraz, por ejemplo), lo que dificulta la amortización.
El último nubarrón en el panorama de la central burgalesa es el anuncio del ministro de Industria, José Manuel Soria, de establecer “una tasa o canon para la producción de residuos nucleares y su almacenamiento”, según anunció a Europa Press. Aunque la reforma eléctrica va retrasada, según el sector por las diferencias entre Hacienda e Industria, es seguro que incluirá un recorte a la retribución de las nucleares y las hidráulicas. Estas cobran el kilovatio.hora al mismo precio que una central de gas recién construida, pese a que las primeras han recuperado sus costes y las segundas no pagan el agua. La Comisión Europea señaló en mayo que una parte de los 24.000 millones de déficit de tarifa acumulado se debe en parte a la “compensación excesiva de algunas infraestructuras, como nucleares y grandes hidroeléctricas”.
Conocer el impacto de la reforma en las cuentas de Garoña no es sencillo. Jaume Morrón, consultor experto en renovables, explica que el año pasado Nuclenor obtuvo un beneficio ordinario de 13,5 millones. Con los impuestos y tasas que ha manejado Industria, como los 10 euros por megavatio.hora, pasaría a 31,5 millones de pérdidas, según Morrón.
La empresa señala que esos cálculos no se pueden hacer porque en los últimos años, y ante la perspectiva de cierre en 2013, ha dedicado buena parte de los ingresos a amortizaciones. La firma y fuentes de Iberdrola sí admiten que trabajan para la renovación, que debe presentar a principios de septiembre, pero añade que todo está en el aire hasta que se conozca la reforma en detalle.
Una fuente del sector duda de que las eléctricas vayan a dejar caer Garoña, convertida en un símbolo: “Están haciendo números. Lo bueno es que es de Endesa e Iberdrola y puede que asuman alguna pérdida por mantenerla. Si fuera de una sola sería muy dífícil”. El cierre de Garoña por motivos económicos daría una gran alegría a los ecologistas, que sumarían a las críticas de la falta de seguridad la del sinsentido económico. Además, Soria ha insistido en que España no puede prescindir de generación nuclear.
Tradicionalmente las eléctricas han vendido la nuclear como una fuente barata, pero ante la perspectiva de un impuesto cambiaron el discurso. “Quien diga que la energía nuclear es barata es que no sabe de lo que habla”, declaró en marzo Eduaro Montes, presidente de Unesa, la patronal de las grandes eléctricas.
Que una nuclear cierre porque no tiene sentido económico no es tan extraordinario en otros países. La de Oyster creek, gemela a Garoña, pactó con el Estado de Nueva Jersey cerrar en 2019 (diez años antes de que expirara su permiso) para no invertir en un circuito de refrigeración
El PP no optó por la vaguedad en el tema nuclear. Siempre apostó por mantener Garoña, que en 2011 cumplió los 40 años para los que fue inicialmente diseñada. Ni el accidente de Fukushima, cuyo primer reactor es gemelo al de Garoña, cambió la decisión. Mientras Alemania, Suiza, Italia y Bélgica daban marcha atrás en sus planes atómicos, Industria publicó el 3 de julio la orden para mantener Garoña hasta 2019, seis años después de la fecha de cierre fijada por el Gobierno del PSOE.
Las eléctricas querían conseguir ahora 10 años de prórroga, pero el CSN advirtió de que no tenía tiempo a evaluar las condiciones. Sí dijo que podía tratar el expediente hasta 2019 porque hace cuatro años ya analizó la ingete documentación de la prórroga. Entonces eximió a la central de dos grandes obras —el cambio de kilómetros de cables y el aislamiento de la sala de control— que ahora son imprescindibles. A eso se suman las obras derivadas de Fukushima, como un búnker que sirva de refugio para los trabajadores en caso de accidente grave. Un portavoz de Nuclenor (la sociedad que opera Garoña) afirmó ayer que no han calculado cuánto costarían esas obras, aunque fuentes del sector estiman que pueden rondar los 100 millones. Eso, para una central de solo 466 megavatios (frente a los 2.079 de los dos reactores de Almaraz, por ejemplo), lo que dificulta la amortización.
El último nubarrón en el panorama de la central burgalesa es el anuncio del ministro de Industria, José Manuel Soria, de establecer “una tasa o canon para la producción de residuos nucleares y su almacenamiento”, según anunció a Europa Press. Aunque la reforma eléctrica va retrasada, según el sector por las diferencias entre Hacienda e Industria, es seguro que incluirá un recorte a la retribución de las nucleares y las hidráulicas. Estas cobran el kilovatio.hora al mismo precio que una central de gas recién construida, pese a que las primeras han recuperado sus costes y las segundas no pagan el agua. La Comisión Europea señaló en mayo que una parte de los 24.000 millones de déficit de tarifa acumulado se debe en parte a la “compensación excesiva de algunas infraestructuras, como nucleares y grandes hidroeléctricas”.
Conocer el impacto de la reforma en las cuentas de Garoña no es sencillo. Jaume Morrón, consultor experto en renovables, explica que el año pasado Nuclenor obtuvo un beneficio ordinario de 13,5 millones. Con los impuestos y tasas que ha manejado Industria, como los 10 euros por megavatio.hora, pasaría a 31,5 millones de pérdidas, según Morrón.
La empresa señala que esos cálculos no se pueden hacer porque en los últimos años, y ante la perspectiva de cierre en 2013, ha dedicado buena parte de los ingresos a amortizaciones. La firma y fuentes de Iberdrola sí admiten que trabajan para la renovación, que debe presentar a principios de septiembre, pero añade que todo está en el aire hasta que se conozca la reforma en detalle.
Una fuente del sector duda de que las eléctricas vayan a dejar caer Garoña, convertida en un símbolo: “Están haciendo números. Lo bueno es que es de Endesa e Iberdrola y puede que asuman alguna pérdida por mantenerla. Si fuera de una sola sería muy dífícil”. El cierre de Garoña por motivos económicos daría una gran alegría a los ecologistas, que sumarían a las críticas de la falta de seguridad la del sinsentido económico. Además, Soria ha insistido en que España no puede prescindir de generación nuclear.
Tradicionalmente las eléctricas han vendido la nuclear como una fuente barata, pero ante la perspectiva de un impuesto cambiaron el discurso. “Quien diga que la energía nuclear es barata es que no sabe de lo que habla”, declaró en marzo Eduaro Montes, presidente de Unesa, la patronal de las grandes eléctricas.
Que una nuclear cierre porque no tiene sentido económico no es tan extraordinario en otros países. La de Oyster creek, gemela a Garoña, pactó con el Estado de Nueva Jersey cerrar en 2019 (diez años antes de que expirara su permiso) para no invertir en un circuito de refrigeración
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