viernes, 24 de octubre de 2014

Las eléctricas piden aplazar a marzo la nueva factura horaria de la luz


La CNMC trabaja a propuesta de Industria en un informe con una nueva fecha de inicio, tras haber propuesto el 1 de enero hace tres meses. 


Las cinco grandes eléctricas integradas en la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa) piden que la nueva facturación de electricidad hora a hora para los usuarios con contadores digitales no arranque hasta al menos abril del año próximo, dada la complejidad del mecanismo y los perjuicios que puede ocasionar a los consumidores, indicaron a Europa Press en fuentes del sector. 

Fuentes de la CNMC consultadas por Europa Press explicaron por su parte que el pasado mes de julio el regulador ya propuso el 1 de enero de 2015 como fecha para el inicio de la nueva facturación horaria, en respuesta a un primer informe solicitado por Industria. 

Ahora, Industria ha vuelto a pedir un informe con fechas para la puesta en marcha del mecanismo, en cuyo contenido trabaja en la actualidad el regulador. Una vez recibida la propuesta de la CNMC, Industria deberá publicar en el BOE una resolución con la fecha definitiva de aplicación, a la que podría concederse un eventual periodo de adaptación. 

Pese a que es probable que no dé tiempo a implementar el mecanismo antes de enero y que Industria así lo entienda, entre las empresas ha cundido la incertidumbre ante la posibilidad de que la CNMC no solo ratifique la fecha de enero, sino que proponga el inicio de la fase piloto de prueba el 1 de diciembre. 

Por este motivo, han pedido que se conceda un plazo adicional de tres meses con respecto a la fecha tentativa del 1 de enero, de forma que el nuevo sistema de facturación arranque el próximo 1 de abril. 

Las empresas advierten de la necesidad de tiempo para adaptarse a un mecanismo muy complejo que requiere pruebas de ajuste y que, de no aplicarse de forma eficaz, puede generar muchos inconvenientes e incidencias entre los consumidores. 

El diario 'El Mundo', que adelanta la propuesta de las eléctricas, señala que las empresas temen el "grave daño" de una aplicación "apresurada" del mecanismo. "Dará lugar a numerosos errores, reclamaciones y la consiguiente alarma social", señalan. 

España, laboratorio mundial 

Pese a que otros países como Italia, Suecia o Finlandia también están haciendo grandes progresos en la implantación de los contadores digitales, España se convertirá en el primer país del mundo en experimentar una facturación hora a hora. 

Con el nuevo mecanismo, el precio de la luz oscilará en función de cómo lo haga en cada hora el mercado mayorista de electricidad, o 'pool', sometido a fuerte volatilidad durante el día. De hecho, en función de la disponibilidad viento o lluvia, el coste de la energía puede oscilar entre cero a algunas horas de la madrugada a cerca de 90 euros por megavatio hora (MWh) en otros momentos del día. 

Los consumidores podrán conocer con un día de antelación los precios de cada hora del día siguiente gracias a la información publicada por Red Eléctrica de España (REE). Para desarrollar el nuevo sistema, las empresas y la Administración llevan meses reuniéndose en un grupo de trabajo conjunto. 

Subastas Cesur 

Tras suspender las subastas Cesur en diciembre del año pasado y fijar un precio provisional para los primeros meses de 2014, el Ministerio de Industria puso en marcha un nuevo sistema de facturación que ya está en vigor, al menos para los usuarios con contadores analógicos, para los que la facturación bimestral se realizará a partir de la media del mercado en los dos meses de consumo ajustada a unos perfiles de demanda. 

Para los consumidores con contadores digitales, que serán todos en 2018 si se cumple el plan de instalación establecido por ley, la facturación se hará hora a hora, si bien la implantación de esta medida está condicionada a la aprobación de una resolución del Ministerio de Industria que aún no se ha publicado. De forma provisional, están siendo facturados como los consumidores con contadores analógicos.


Fuente: Expansión

Regresa la fiebre del petróleo a España


Desde 2008, se han triplicado los permisos y las solicitudes de exploración de yacimientos. Los sondeos en Canarias son sólo la punta de lanza de una industria que, medio siglo después, vuelve a mirar a España.

 

Medio siglo después de que comenzaran las primeras prospecciones petrolíferas en el pozo del Ayoluengo, en el municipio de Sargentes de la Lora (Burgos), con exiguos resultados, la fiebre por el oro negro ha regresado a España. El desarrollo de nuevas técnicas de exploración y producción de hidrocarburos, unido al respaldo del Gobierno a proyectos como el de Repsol en Canarias, donde la petrolera llevará a cabo sondeos a 60 kilómetros de las costas de Lanzarote y Fuerteventura, han animado a las compañías a volver a mirar al subsuelo con esperanza. 

Los sondeos en las Islas Canarias son sólo la punta de lanza para la industria petrolera que, en los últimos años, ha intensificado la búsqueda de hidrocarburos en España. El número de permisos y solicitudes de investigación remitidos al Ministerio de Industria y a las Comunidades Autónomas se ha triplicado desde 2008, según la estadística más reciente que maneja el departamento de José Manuel Soria. 

Actualmente, el registro de Industria recoge 57 solicitudes para la investigación y exploración de hidrocarburos, frente a las apenas 12 contabilizadas hace seis años. Además, 48 compañías ya cuentan con el visto bueno del Ministerio para iniciar sus exploraciones, cifra que choca con las 26 licencias expedidas en 2008. 

Interés 

Los hidrocarburos españoles no sólo han despertado interés entre las grandes energéticas nacionales como Repsol, que cuenta con 16 permisos de investigación en vigencia, o Gas Natural, que ha solicitado explorar seis nuevos yacimientos, sino que también han atraído a grandes multinacionales extranjeras. Es el caso de Capricorn Spain, filial de la petrolera británica Cairn Energy, que ha remitido a Industria doce solicitudes para explorar reservas de crudo frente a la Costa Brava. 

Otro ejemplo es el de la compañía estadounidense Heritage Petroleum, que ha expresado al departamento que dirige José Manuel Soria sus intenciones de llevar a cabo sondeos en los yacimientos de Matallana y Lurra, al norte de León. Otras firmas extranjeras, como la australiana Woodside y la alemana RWE, ya cuentan con el visto bueno para explorar, junto a Repsol, los yacimientos de crudo de Canarias. 

Pese a no tener grandes reservas de petróleo como las monarquías del Golfo Pérsico, España cuenta, según los expertos, con un creciente potencial exploratorio. Según los datos de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), las reservas de petróleo probadas en España ascienden a 150 millones de barriles. A cierre de 2013, Arabia Saudí, el mayor productor del planeta, cifró sus reservas de crudo en 297.000 millones de barriles. 

Si se coge un mapa del territorio español, se pueden agrupar en cinco grandes zonas las regiones con presencia probada de hidrocarburos. El yacimiento con más solera es el del municipio burgalés de Sargentes de la Lora. El pozo de Ayoluengo, descubierto en 1964, cuenta con unas reservas estimadas en 93 millones de barriles de petróleo. 

Pese a que el pasado mes de marzo cambió de manos –fue adquirido por el grupo italiano Pansoinco por dos millones de euros– la realidad es que la producción de este pozo lleva años a la baja y apenas supera los 100 barriles de crudo diarios. En la actualidad, hay dos yacimientos petrolíferos activos en España: el ya citado de Ayoluengo y otro en aguas de Tarragona. 

Las primeras prospecciones en aguas catalanas se remontan a la década de los setenta, aunque no fue hasta 2009 cuando Repsol encontró yacimientos de gran calado. Se trata de los pozos de Montanazo y Lubina, con una producción de 8.000 barriles diarios. En Tarragona, Repsol viene explotando los pozos de Casablanca, Boquerón, Rodaballo y Chipirón, desde 1982. Además, Capricorn Spain ha presentado doce solicitudes para sondear yacimientos frente a las costas de Gerona. 

Castellón y Canarias 

Las reservas de Castellón tampoco han escapado a la fiebre del petróleo. Cincuenta años después de que la petrolera francesa Coparex hallara indicios de crudo en la zona del Maestrazgo, Montero Energy, filial de la energética canadiense R2 Energy, está tramitando reanudar la exploración de algunos de esos pozos. En concreto, la compañía ha presentado la solicitud de nueve permisos de investigación al Ministerio de Industria. Unos kilómetros más al sur, en el mar de Alborán, la compañía canadiense CNWL Oil sondea cuatro pozos petrolíferos situados frente a las costas de Málaga, Granada y Almería. 

En lo que respecta a Canarias, el Ejecutivo ha dado luz verde a las exploraciones en el archipiélago. Repsol, junto a la australiana Wooside y la alemana RWE, se encargarán de los trabajos. La resolución emitida por Industria autoriza a las firmas a realizar, durante tres años, perforaciones en dos puntos a 60 kilómetros de las costas de Fuerteventura y Lanzarote. Se estima que con las reservas de petróleo del archipiélago, España pueda reducir un 10% su dependencia energética.


Autores: Javier J. Fernández y J. Mújica
Publicado en: El País

Marruecos encuentra petróleo a 200 kilómetros de las costas de Canarias


En plena polémica sobre las prospecciones en aguas canarias, el reino alauí se adelanta y confirma haber encontrado crudo en uno de sus zonas de exploración. 


Marruecos toma la delantera a España en la carrera por encontrar petróleo en aguas del Atlántico. La compañía anglo-turca Genel Energy anunció ayer haber hallado crudo en la zona de exploración de Sidi Moussa-1, frente a las costas marroquíes, a la altura de Sidi Ifni y a unos 200 kilómetros de Canarias. Genel y sus socios en el proyecto -Serica y San Leon- confirmaron en sendos comunicados haber encontrado petróleo a una profundidad de 2.825 metros en aguas marroquíes. 

El consorcio, en el que el grupo anglo-turco controla un 60%, pedirá ahora permiso al Gobierno de Rabat para realizar pruebas de producción, lo que implica instalar un tubo de acero y quemar el crudo. Una vez realizadas estas pruebas, las compañías sabrán entonces si han hallado un pozo que permita su explotación comercial. De momento, las petroleras se muestran cautas y consideran prematuro hacer previsiones certeras. 

El pasado marzo, la petrolera Cairn Energy (junto a un consorcio en el que también está presente la propia Genel) ya anunció haber encontrado crudo en aguas marroquíes. Y ese hallazgo se produjo a apenas 75 kilómetros de distancia de las costas de Fuerteventura, el área conocida como Juby Marítima. Sin embargo, el hallazgo se desechó al comprobar que se trataba de petróleo pesado

La polémica en España 

Marruecos se adelanta así a España en la búsqueda de hidrocarburos en la zona. Tras recibir las autorizaciones preceptivas, Repsol pretende iniciar a finales del mes próximo los trabajos de búsqueda de crudo y gas a unos 60 kilómetros de las costas de Lanzarote y Fuerteventura (esto es, a unos 140 kilómetros de donde Genel ya ha confirmado haber encontrado crudo en Marruecos). 

El proyecto de Repsol se ha visto rodeado por la polémica. El Gobierno canario lidera la oposición social a las prospecciones en aguas del archipiélago, blandiendo la bandera medioambiental y de defensa de su modelo de explotación del turismo en la región. El Ejecutivo regional ha convocado a una consulta a los canarios el próximo 23 de noviembre para que se pronuncien sobre la cuestión. Una consulta que el Gobierno central pretende recurrir y paralizar. 

El Gobierno central, con el ministro de Industria, José Manuel Soria, a la cabeza, defiende a ultranza las prospecciones por la necesidad de reducir la factura de importación de hidrocarburos que soporta el país (de unos 100 millones de euros al día). Soria ha subrayado en varias ocasiones que no tiene sentido no explotar esos recursos por motivos de seguridad, dado que Marruecos pretende hacerlo apenas a unos kilómetros de distancia. "Hay dos opciones, o el petróleo de Canarias lo saca Marruecos o lo sacamos los dos", ha llegado a decir. De momento, va ganando Marruecos en esa tarea.


Autotor: David Page
Fuente: Expansión

viernes, 3 de octubre de 2014

Las renovables tendrán que devolver 1.236 millones de primas recibidas en el último año


El recorte del Gobierno a las primas que percibían las renovables y la cogeneración se aplica con carácter retroactivo desde julio del año pasado. Las energías limpias han estado percibiendo ayudas de más durante un año mientras Industria diseñaba el nuevo marco retributivo. La eólica es la tecnología más afectada por la devolución (con 828 millones), mientras que las solares recibirán pagos adicionales (la fotovoltaica, 172 millones, y la termosolar, 44 millones más). 

Las renovables y la cogeneración empiezan a devolver a las arcas públicas las primas percibidas de más durante el último año. El Gobierno aprobó el pasado junio el nuevo modelo retributivo para las energías limpias, pero el nuevo marco se aplica con carácter retroactivo desde julio del pasado año. 

Durante esos once meses, las renovables han estado percibiendo las primas a la generación calculadas según el modelo anterior, pero a partir de ahora les toca devolver las ayudas recibidas de más una vez recalculada la retribución según el nuevo modelo vigente. El resultado es que las compañías de renovables y de cogeneración tendrán que devolver 1.236 millones de euros, según el cálculo fijado por la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC). 266 millones son devoluciones de ayudas percibidas el año pasado, y los otros 967 millones restantes corresponden a ayudas recibidas durante ester ejercicio. 

El 'superregulador' ha publicado hoy el informe de la séptima liquidación del sector de renovables, cogeneración y residuos. Y en él se fija la cuantía que las energías verdes deberán reembolsar por haber seguido recibiendo primas casi un año con el anterior sistema de cálculo. 

Las energías que antes estaban inscritas en el régimen especial deberán reembolsar esos 1.236,46 millones y lo harán repartiéndolas en nueve liquidaciones del sistema. Las energías renovables, cogeneración y residuos les corresponde con la liquidación publicada hoy el abono de 72 millones de euros. Y en las siguientes ocho liquidaciones, la última sería la correspondiente a mayo de 2015, tendrán que ir reembolsando el resto. 

La eólica, la que más devuelve; la solar recibirá más 

El impacto de las reliquidaciones es muy desigual entre las diferentes tecnologías. La empresas de energía eólica son las que mayores cantidades tendrán que devolver, hasta un total de 828 millones (273 millones de 2013 y 555 millones de este año). Una cifra que supera con mucho la previsión que manejaba la patronal del sector AEE, que auguraba devoluciones por 640 millones de euros. 

Por su parte, las compañías de cogeneración eléctrica deberán reembolsar 249 millones de euros (128 millones del pasado ejercicio y 121 millones de éste); la hidráulica devolverá 185 millones (73,5 millones de 2013 y 111,7 millones de 2014) y la biomasa tendrá que abonar casi 55 millones (32 millones del año pasado y 22 millones de este ejercicio). 

Las tecnologías de energía solar, sin embargo, salen globalmente beneficiadas con el nuevo modelo retributivo y, al contrario del resto de energías verdes, percibirán más ayudas atrasadas, por haber estado reciendo menos prima de las que le correspondía con el nuevo sistema de cálculo. El sector de la fotovoltaica recibirá 172 millones en concepto de atrasos (resultado de haber percibido 325 millones de menos el año pasado, mientras que este año ha recibido 153 millones de más). Y la termosolar recibirá 44 millones adicionales (8,5 millones de 2013 y casi 37 millones de 2014. 

¿Qué le toca devolver a cada tecnología?


Once meses de espera 

La reforma eléctrica del Gobierno ha puesto fin al anterior sistema de primas en función del la generación que percibían las energías renovables y la cogeneración, y ha sido sustituido por un criterio de 'rentabilidad razonable' que, en la práctica, supone un importante recorte de las subvenciones percibidas. Las renovables no sólo recibirán menos ayudas, sino que al considerarse vigente desde julio de 2013 tienen que reembolsar parte de la retribución percibida durante el último año. 

El Ejecutivo aprobó en julio del año pasado el real decreto 9/2013 que daba el pistolezo de salida a la reforma eléctrica. Pero no fue hasta el pasado junio cuando entró en vigor definitivamente el nuevo marco del sector, con la aplicación del RD 413/2014 y la orden ministerial que fijaba el nuevo modelo retributivo para cada una de las instalaciones renovables y de cogeneración operativas en España. 

Durante los once meses de tramitación de la Reforma Energética, las empresas continuaron cobrando la retribución correspondiente a la regulación anterior, sabiendo de antemano que la retroactividad de la norma les obligaría a devolver una cantidad que no se conocía hasta ahora. 

El agujero eléctrico, en 3.363 millones 

El Gobierno justifica todas las medidas incluidas en su reforma eléctrica en la necesidad de evitar que siga creciendo el déficit de tarifa, el desfase que existe entre unos costes recnocodiso del sistema que supera los ingresos. En los últimos años, el Ejecutivo ha recortado retribuciones, la subida o creado nuevos impuestos... para tapar el agujero eléctrico. Y el nuevo sistema retributivo que se aplicará a las renovables es el pilar fundamental en esta política para reducir los costes del sistema eléctrico español. 

Según la séptima liquidación del sistema eléctrica, publicada también hoy por la CNMC, el déficit de tarifa se situó en 3.363 millones en los siete primeros meses del año. Según el regulador, de ese desfase 2.041 millones son "consistentes con el escenario previsto a principios de año", mientras que 1.322 millones ha surgido de forma "adicional". Y, de esta última cantidad, 322 millones son consecuencia de menor demanda y los otros 1.000 millones se deben a los mayores costes de renovables registrados en lo que va de año. 

No obstante, la CNMC subraya que este incremento de los incentivos que recibien las energías verdes "se irán reduciendo paulatinamente en las siguientes liquidaciones" debido a las primas que las diferentes tecnologías tendrán que devolver en los próximos meses. 

En paralelo, la CNMC cifró el desajuste provisional en el sector gasista en 522 millones, lo que supone un incremento del 43% que en el acumulado hasta junio y un 48% más que en el mismo periodo del pasado ejercicio.


Fuente: Expansión

Informe de la CMNV sobre retribución a las renovables

La luz sube un 11% en el tercer trimestre tras marcar en septiembre su precio más alto en diez meses


Los futuros apuntan a un descenso del 1,5% en el último trimestre del año y a un recibo final en 2014 un 0,8% más barato que en 2013. 

El recibo de la luz ha registrado un incremento del 11% en el tercer trimestre del año con respecto al trimestre anterior, después de que el mercado mayorista de electricidad registrase en septiembre los precios medios mensuales más elevados desde diciembre del año pasado. 

El 'pool' ha marcado un precio para hoy, 30 de septiembre y último día de mes, de 66,98 euros por megavatio hora (MWh), con lo que la media mensual se sitúa en 58,9 euros, frente a los 49,91 euros de agosto y los 48,21 de julio. 

De esta forma, la media del trimestre queda en 52,34 euros, un 31% superior a los 39,93 euros de media del segundo trimestre y un 102% superior a los 25,8 euros de media del primero. El año se ha venido caracterizando por unos precios especialmente bajos en los primeros meses, gracias a la alta eolicidad y pluviosidad, y por un progresivo encarecimiento desde mediados del ejercicio. Como el componente de la energía tiene un peso del 37,48% en el recibo final, frente al 21,38% de impuestos y al 41,14% de los peajes, el incremento trimestral del 31% en el mercado mayorista implica una subida del 11% en la factura final de la luz con respecto al trimestre anterior. 

Por otro lado, el mercado a plazo Omip pronostica en la actualidad una leve bajada de precios mayoristas para el cuarto trimestre, del 4,2%. Según estos futuros, el precio medio del cuarto trimestre se situará en 50,1 euros, a razón de 52,1 euros de media en octubre, 48,6 en noviembre y 49,6 en diciembre. 

Bajadas a lo largo del año 

De confirmarse esta previsión, el precio medio del megavatio hora se habrá situado en 42 euros a lo largo de 2014, un 4,8% por debajo de la media de 44,16 euros del año anterior. Esta evolución implicaría un descenso del 1,7% del recibo final, mitigado en parte por la subida del 0,9% de los peajes en enero, de modo que el abaratamiento podría rondar el 0,8%. 

El presente ejercicio partía de un precio en el cuarto trimestre de 2013 de 47,58 euros. La subasta Cesur del 19 de diciembre disparó los precios un 26%, lo que habría provocado un incremento del 11% en el recibo final si el Gobierno no hubiese suspendido el resultado de la puja y establecido un precio provisional de 48,48 euros, posteriormente ajustado en función de la evolución del mercado. 

Como en los dos primeros trimestres del año el precio medio del 'pool' fue mucho más bajo, los consumidores con suministro a Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) pudieron beneficiarse de las devoluciones practicadas por las eléctricas. 

Bajadas del primer semestre 

De hecho, el recibo de la luz bajó un 16% en el primer trimestre, al caer un 45% el 'pool' y situarse en una media de 25,8 euros. Posteriormente, el segundo trimestre arrojó un precio medio de 39,9 euros, lo que implica un efecto final sobre el recibo aún un 6% inferior al de referencia al cierre de 2013. 

Tras la suspensión de las subastas Cesur de electricidad, en el que se fijaba el precio a priori para el siguiente trimestre, el Gobierno ha puesto en marcha un nuevo mecanismo en el que, a la espera de desarrollar la tarificación hora a hora, el precio se fija conforme a la media del 'pool' en los dos meses correspondientes al periodo de la factura. 

Tanto el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, como el presidente de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa), Eduardo Montes, han pronosticado que el recibo de luz bajará este año.


Fuente: Expansión

¿Qué iluminación elegir para ahorrar en la factura de la luz?


La iluminación en el hogar es una de las partidas de gasto más importante de la factura eléctrica en el hogar, especialmente en los próximos meses de otoño e invierno. La media de un hogar es de un 18%, una cifra que se dispara si nuestra vivienda tiene uso mixto como residencia y oficina. Por todo ello, invertir en el ahorro de iluminación es una de las formas más rentables de conseguir ahorro en una magnitud más que importante, hasta un 80% si partimos de los sistemas de iluminación más ineficientes. 

Lámparas incandescentes 

Cada vez son menos hogares que tienen lámparas incandescentes en su hogar, especialmente tras diferentes campañas en las que se fomentaba su sustitución por las de ahorro energético y especialmente por la escasa vida de la mismas, son las que más rápidamente se funden y por tanto se sustituyen. Esta tecnología anticuada basaba la creación de iluminación a base de calentar un pequeño filamento, por lo que el 95% de la energía se convierte en calor y tan sólo un 5% se dedica a luz. Aunque baratas a la hora de comprar son muy caras en el consumo. 

Lámparas halógenas 

Mucho más frecuentes en algunos hogares, pero lo que muchos consumidores desconocen también fácilmente sustituible por la tecnología LED. Tienen mejor rendimiento de luz que las incandescentes pero es elevado, a lo que hay que unir que muchas de estas requieren de un transformador de 12 voltios. No son económicas pero si ofrecen otro tipo de ventajas, como ofrecer toda la potencia de una luz desde el momento de encendido con una luz cálida (amarillenta). 

Tubos fluorescentes 

Es una tecnología conocida, pero sigue siendo económica y eficiente. Su funcionamiento se basa en la combinación de gases y sales (que recubren el tubo) que emiten luz con el paso de la energía eléctrica. Su eficiencia le lleva a consumir alrededor de un 80% menos para dar la misma luz que una lámpara incandescente con una duración de entre 6 y 20 veces mayor. Son especialmente ideales para lugares donde requiera mucha iluminación de forma intensiva en el tiempo, durante muchas horas, teniendo en cuanta que tardan un tiempo en dar toda la potencia de luz y el número de encendidos les afecta negativamente. En estos años del tubo de neón con luz blanca y “fría” que se usaba especialmente en las cocinas ha evolucionado a otras combinaciones que permiten escoger tonalidades y llevar ahorro energético en función del lugar y la actividad que se va a desarrollar. 

Bombillas de bajo consumo 

Este tipo de iluminación está cada vez más extendido. Cuentan con la misma tecnología que la de los tubos fluorescentes pero se trata de un elemento mucho más pequeño (bombilla). Frente a una bombilla normal, tienen una duración de hasta 8 veces más, aunque en el mercado también hay tipos de bombillas de bajo consumo que no tienen esa duración y que tienen un menor precio. Se trata de elegir aquella bombilla que tenga una buena relación de precio y duración. Estas bombillas son económicas pero se encuentran con un inconveniente, y es que tardan hasta que dan toda la potencia que son capaces de dar. Por lo tanto, se recomienda que este tipo de bombillas se utilicen en lugares donde se estime que estará encendida durante bastante tiempo.


Escrito por: Antonio Gallardo
Publicado en: Cinco Días

lunes, 8 de septiembre de 2014

¿Es mejor dejar encendida una bombilla que apagarla?


Un nuevo estudio del Ciemat, junto a la ETSIT de la Universidad Politécnica de Madrid, concluye que genera menos emisiones de CO2 dejar encendida una bombilla de bajo consumo en lugar de apagarla cuando se sale de una habitación si se va a volver antes de 5 minutos. Sin embargo, hay que tener cuidado. Este sorprendente resultado puede llevar a equívocos si no se hace el esfuerzo de profundizar un poco en la investigación. En realidad, dejar encendida una de estas lámparas fluorescentes compactas sería mejor, no porque se gaste menos energía que apagándola y encendiéndola de nuevo, sino por evitar acortar su vida. Dependerá de la calidad de la bombilla. 

Existe un mito que dice que las bombillas de bajo consumo gastan mucho en el encendido y por eso es mejor no apagarlas cuando se sale de una habitación si se piensa volver pronto. Como explica Félix Rosillo, uno de los investigadores del Ciemat que han realizado el estudio, esto no es cierto: “Encender una bombilla de bajo consumo equivale como mucho a 10 segundos de funcionamiento continuo, es inapreciable la diferencia”, incide. El trabajo del Ciemat va por otro lado. 

¿Por qué concluye entonces el estudio que es mejor dejar lucir una bombilla en lugar de apagarla y volver a encenderla antes de 5 minutos? Esta conclusión tiene que ver con el ciclo completo de la vida de la bombilla. Es decir, desde que se fabrica hasta que se convierte en residuo. Utilizando un modelo desarrollado por ellos mismos, los investigadores calculan cómo influye el encendido de esa lámpara considerando que su vida se va a ir acortando según se vaya apretando más veces el interruptor. Para ello, tienen en cuenta tres escenarios distintos con tres calidades distintas de bombillas de 18 W: uno en el que se da por bueno la información que aporta el fabricante, otro en el que la calidad es peor de la que se dice y un tercero en la que la calidad es mucho peor. A menor resistencia de la lámpara, peor resultará apagar y encender muchas veces las bombillas en poco tiempo. Pues antes se romperá la lámpara y antes habrá que sustituirla por otra, lo que supone más emisiones relacionadas con la fabricación, transporte… 

En realidad, la afirmación de que es mejor dejar encendida la bombilla cuando se sale de una habitación si se va a volver antes de 5 minutos sería válida para el caso de la lámpara de peor calidad. Para el escenario en el que la bombilla resiste tanto como dice el fabricante (los investigadores no hablan de marcas) el tiempo estimado baja a un minuto. Es decir, resulta mejor apagar la bombilla al salir de cuarto si se va tardar más de un minuto en volver. “Hemos dado el peor resultado porque creemos que es muy difícil para un ciudadano saber hoy en día cuál es la calidad de las lámparas”, detalla Rosillo, que reconoce que las conclusiones dependen fundamentalmente de la resistencia real de las bombillas. 

Además del CO2, los investigadores estudian otros dos parámetros, emisiones de mercurio y costes económicos. Sin embargo, aquí también hay que tener cuidado con la interpretación de los resultados. Sobre todo, en el caso del mercurio. Según los conclusiones del trabajo, si se consideran las emisiones de mercurio, entonces es mejor dejar encendida la bombilla si se va a volver a la habitación antes ¡de 43 minutos! Estas lámparas contienen mercurio, siendo este uno de los principales argumentos en contra de su uso esgrimidos por sus detractores. No obstante, de nuevo el estudio no se refiere a las emisiones directas de mercurio cuando están encendidas estas lámparas (que son cero, como ha comprobado la OCU en laboratorio), sino a las que se generan durante su fabricación o en su etapa de residuo. Esto incluye, por ejemplo, las emisiones de mercurio generadas por las centrales eléctricas necesarias para producir en la fábrica una nueva bombilla. 

Los 43 minutos son de nuevo el tiempo estimado para la bombilla de peor calidad. En el caso de la que resiste mejor los encendidos y apagados esta cifra baja a 30 minutos. Este sigue siendo mucho tiempo (para tener una lámpara encendida en una habitación vacía). Es así por el alto impacto que tendría la sustitución de estas bombillas, ya que los investigadores consideran que de cada 10 lámparas que llegan a su final de vida solo se reciclan en España de forma correcta dos, no teniéndose control sobre el mercurio contenido en las otras ocho. Si uno las lleva a un contenedor de reciclaje o a un punto limpio (o a la propia tienda de bombillas), el resultado será muy distinto. 

En lo que se refiere al coste económico, el estudio estima que sale más barato dejar una bombilla encendida al salir de un cuarto cuando se va a volver antes de 7 minutos. Esto es en el escenario en la que la lámpara se rompe antes, reduciéndose a 5 minutos en el que resiste más encendidos y apagados. 

¿Es mejor pues dejar encendida una bombilla que apagarla? “No hay respuestas simples”, responde Rosillo, que cree muy importante usar bombillas de calidad. 



Clemente Álvarez (Madrid, 1973) es un periodista especializado en medio ambiente y ciencia. Colaborador de El País desde 2004, le entusiasma mezclar elementos de la ecología con reactivos de la energía y la economía, aunque la fórmula pueda resultar inflamable.