La demanda peninsular de energía eléctrica creció el 1,8 por ciento en julio con respecto al mismo mes del año anterior, hasta 23.195 gigavatios-hora (GWh), informó Red Eléctrica de España (REE).

Una vez corregida la influencia de la laboralidad y de la temperatura, el incremento del consumo fue del 3 por ciento.

En los primeros siete meses del año, el consumo eléctrico fue de 155.932 GWh, el 2,4 por ciento más que en el mismo periodo de 2007, aunque, si se tienen en cuenta la influencia de la laboralidad y de las temperaturas, el incremento fue del 2,9 por ciento.

Según los datos difundidos por la patronal eléctrica Unesa, la cobertura de la demanda del régimen ordinario -hidroeléctrica, termoeléctrica clásica y nuclear- fue de 123.549 millones de KWh, lo que supone un aumento del 2 por ciento, cifra que desciende al 1,4 por ciento si no se contabiliza el 29 de febrero.

El régimen ordinario cubrió el 79,2 por ciento de la demanda peninsular, mientras que el 20,8 por ciento restante fue atendido por los productores en régimen especial -cogeneración y renovables- y el saldo de los intercambios internacionales.

La generación hidroeléctrica descendió el 25,9 por ciento, mientras que la termoeléctrica clásica (carbón, fuel-óleo y gas natural) aumentó el 3,6 por ciento y la nuclear el 12,4 por ciento.

En lo que va de año, la electricidad aportada por los productores en régimen especial ha crecido el 18 por ciento, hasta situarse en 38.712 millones de KWh.

A finales de julio, las reservas totales de agua en los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico registraron un descenso del 6 por ciento con respecto al mes anterior y se encuentran al 47 por ciento de su capacidad, es decir 7 puntos por debajo de las registradas en el mismo mes de 2007.

Por cuencas, las de la mitad norte peninsular se encuentran en torno al 65 por ciento de su capacidad; al 64 por ciento la Norte, al 65 por ciento la del Duero y la del Ebro al 66 por ciento, mientras que las de la mitad sur mantienen unas reservas muy bajas.

La cuenca del Tajo-Júcar-Segura está al 23 por ciento de su capacidad, la del Guadalquivir al 17 por ciento y la del Guadiana al 34 por ciento.

Endesa obtuvo un beneficio neto de 6.002 millones de euros en el primer semestre, cifra que multiplica por cinco el resultado obtenido en el mismo periodo de 2007, debido a los ingresos extraordinarios obtenidos por la venta de activos en Europa y España al grupo alemán E.ON.

Si se excluyen las plusvalías obtenidas en la operación, cerrada el 26 de junio pasado, y los ingresos obtenidos de esos activos en el primer semestre, el resultado neto de la eléctrica es de 1.216 millones, el 17 por ciento más que en el primer semestre del año pasado, informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

El beneficio bruto de explotación (EBITDA) creció el 8 por ciento, hasta alcanzar los 3.487 millones, mientras que la cifra de ventas ascendió a 10.793 millones, un 30 por ciento más.

La deuda neta al cierre del periodo era de 12.560 millones, aunque esta cifra desciende hasta los 8.283 millones si se descuentan los derechos de cobro reconocidos por las actividades reguladas (déficit tarifario y sobrecostes de la generación extrapeninsular), destaca la eléctrica.

El apalancamiento financiero (relación entre deuda neta y fondos propios) a 30 de junio pasado era del 60,7 por ciento.

Un 3,1% menos de electricidad producida

En los seis primeros meses del año la eléctrica produjo 43.344 gigavatios-hora (GWh), un 3,1 por ciento menos que en igual periodo del año pasado.

Las inversiones ascendieron a 1.484 millones, de los que el 70 por ciento se destinaron a España y Portugal.

Endesa en España y Portugal

Por áreas de negocio, en España y Portugal, Endesa obtuvo un resultado neto de 1.325 millones, 452 millones más, mientas que el EBITDA creció el 7,7 por ciento, hasta alcanzar los 2.136 millones.

El periodo se ha caracterizado por un incremento de los costes de generación debido a la menor utilización de las centrales hidroeléctricas a causa de la sequía y un elevado precio de los combustibles y de los derechos de emisión de CO2, explica la empresa.

La eléctrica estima un déficit tarifario para el conjunto del sistema hasta junio de 1.671 millones, de los que le corresponden el 44 por ciento (737 millones).

Asimismo, en aplicación de la normativa aprobada en diciembre pasado (Real Decreto 11/2007) ha descontado 239 millones por los derechos gratuitos de CO2 recibidos.

La producción descendió el 3,9 por ciento, hasta los 35.556 GWh, mientras que las ventas de energía crecieron un 20,6 por ciento debido a los elevados precios del mercado mayorista.

Datos en Latinoamérica

El beneficio neto del negocio en Latinoamérica fue de 233 millones, lo que representa un incremento del 32,4 por ciento, mientras que el EBITDA fue de 1.345 millones, el 9,6 por ciento más.

El periodo se ha caracterizado por una baja hidraulicidad, a pesar de la mayor pluviosidad registrada en Chile en el segundo trimestre, y diversos problemas de abastecimiento de gas natural.

La producción entre enero y junio ascendió a 29.636 GWh, un 1,9 por ciento menos, y la evolución de la demanda fue muy dispar, con incrementos que oscilaron entre el aumento del 10 por ciento de Perú y el descenso del 0,3 por ciento en Chile.

La francesa EDF y la británica Centrica (propietaria de British Gas) están a punto de anunciar la compra conjunta de British Energy, la mayor generadora de electricidad del Reino Unido y propietaria de gran parte de sus plantas nucleares, según ha anunciado la cadena BBC.

El acuerdo de compra de British Energy, que estará cerrado la próxima semana, se realizará por un monto de entre 14.000 y 15.000 millones de euros, según diversas fuentes.

La eléctrica británica es propietaria, en la actualidad, de ocho plantas nucleares en el Reino Unido y, en los últimos meses, ha sido objeto de interés de varias energéticas, como es el caso de la alemana RWE y de la española Iberdrola, propietaria de Scottish Power.

Este anuncio se produce después de que el diario bitánico «The Times» afirmara que EDF estaba más cerca de cerrar la adquisición de British Energy, tras haber reanudado las conversaciones con Centrica, que se quedaría hasta con un 25 por ciento de la firma adquirida, si el acuerdo salía adelante.

Asesores citados por el rotativo dijeron que las conversaciones entre EDF y British Energy eran más positivas y expresaban un creciente optimismo de que el acuerdo se lograría. Añadieron que la caída de los precios del crudo está ayudando a aliviar diferencias previas sobre la valoración de British Energy.

«The Times» añadió que Centrica y EDF habían mantenido conversaciones detalladas en los últimos días para un acuerdo por el cual la primera compraría de un 20 a un 25 por ciento de British Energy a la segunda después de que se cerrase el acuerdo para la adquisición inicial.

Ese acuerdo permitiría a EDF reducir su desembolso en hasta 3.800 millones de euros, mientras que Centrica, la dueña de British Gas, lograría acceso a las plantas nucleares.

La compañía alemana de suministro energético E.on invertirá 800 millones de euros en su central eléctrica GRES-2 en Surgutskaya, en Siberia (Rusia).

Según informó la empresa germana, E.on ha comenzado la construcción de dos nuevas unidades de turbinas de gas de ciclo combinado que añadirán una capacidad de 800 megavatios a la central, con los que la capacidad total de generación de GRES-2 será de 5.600 megavatios.

Las dos nuevas turbinas de gas serán operativas en diciembre de 2010.

Esta inversión forma parte de los 2.000 millones de euros que E.on quiere invertir en Rusia para ampliar su capacidad de generación desde 8.630 hasta 11.030 megavatios hasta finales de 2011.

La central Surgutskaya GRES-2, situada en la zona siberiana de Tyumen, suministra electricidad al 40 por ciento de la población de la región.

Las centrales de Surgutskaya GRES-2, Shaturskaya GRES, Berezovskaya GRES, Smolenskaya GRES y Yayvinskaya GRES son filiales de OAO OGK-4, en la que E.on adquirió en 2007 una participación mayoritaria del 76,09 por ciento.

Las empresas eléctricas acumularon un déficit de tarifa (diferencia entre ingresos y costes del sistema) entre enero y mayo pasados de 1.796,55 millones de euros, lo que supone prácticamente multiplicar por nueve (un 783%) la cifra del mismo periodo del año anterior, que fue de 203,26 millones.

Según la quinta liquidación de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), el mayor déficit de este año se debe al aumento del coste de la energía, un 45,58 por ciento más, hasta los 5.692 millones de euros, frente a un incremento del 7,89 por ciento de los ingresos netos del sistema, que alcanzaron los 6.265 millones de euros. Así, quedaron 573 millones para retribuir los distintos capítulos regulados.

El aumento del coste de la energía se explica por el incremento del precio en el mercado mayorista eléctrico, que a su vez refleja la subida del petróleo y otros factores, como la escasa generación hidráulica de los cinco primeros meses del año.

En el periodo de referencia, la electricidad costó una media de 6,65 céntimos de euro por kilovatio-hora (KWh), frente a los 4,42 céntimos del año pasado y a los 6,39 céntimos considerados a la hora de establecer la tarifa.

Según la normativa vigente, se destinaron 420 millones de euros a la actividad de transporte, 1.503 millones a la de distribución, 30,9 millones a mejorar la calidad del servicio, y 94,9 millones a dotar la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética.

Además se pagaron 77,4 millones de euros para recuperar el déficit tarifario de ejercicios anteriores a 2003, 72,3 millones para cubrir el déficit de 2006, 17,7 millones para el de 2007, y 65,8 millones en concepto de revisión de la generación extrapeninsular.

Asimismo, se destinaron 11,4 millones a la celebración de la segunda subasta para colocar los derechos de cobro del deficit ex-ante (reconocido con anterioridad) y en la que se adjudicaron 1.300 millones de euros, la mitad de lo subastado.

Por último, se destinaron 32 millones de euros a incentivar el uso del carbón autóctono, 15 millones a dotar el plan de viabilidad de Elcogás, 295.000 euros al sistema de interrumpibilidad de mercado, y 40,1 millones para el nuevo sistema de pagos por capacidad.

Sumadas todas estas partidas, resulta un déficit tarifario de 1.796,5 millones de euros.

El déficit reconocido con carácter previo (ex ante) para el conjunto del ejercicio fue de 4.725 millones de euros.