El fondo BlackRock eleva al 5% su participación en Iberdrola y se convierte en el tercer máximo accionista

Europa Press.– El gestor de fondos internacionales BlackRock se ha erigido en el tercer máximo accionista de Iberdrola tras elevar su participación en la petrolera hasta el 5%. Según consta en los registros de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), BlackRock se hizo con casi un 2% del capital de Iberdrola, para controlar el 5,006%, desde la participación del 3,023% que poseía.

En concreto, la mayor gestora de fondos del mundo posee 322,34 millones de títulos de la energética, con un valor de más de 1.960 millones de euros. De esta manera, BlackRock se convierte en el tercer principal accionista de Iberdrola, tan sólo por detrás de Qatar Investment, que posee un 8,5% del capital de la energética, y Capital Research, que cuenta con el 5,11%. El cuarto principal accionista de Iberdrola es Norges Bank, el fondo soberano noruego, que elevó su presencia en el capital de la compañía hasta el 3%.

BlackRock también apostó recientemente por otra de las compañías energéticas del Ibex 35, Repsol, en la que aumentó su participación hasta el 5%, erigiéndose en su tercer máximo accionista, tan solo por detrás de Caixabank, que cuenta con una participación del 9,6%, y de Sacyr (8%). La gestora de fondos estadounidense está también presente en el capital de otras empresas del Ibex, como Telefónica, donde posee una participación de más del 6%, Red Eléctrica (3,1%) o Enagás (3,2%), entre otras.

La ola de frío disparó un 14% el gasto energético de las familias españolas

Europa Press.- La bajada de las temperaturas registradas en el país hizo que las familias españolas tuvieran que consumir un 14% más de energía de lo habitual, tanto en calefacción como en otros consumos del hogar, según el comparador de seguros Acierto.com. Además, con las últimas subidas del gas y la electricidad, los españoles tendrán que pagar entre 10 y 23 euros más al mes, en función del sistema con el que cuenten.

El consumo de agua caliente también se vio afectado, ya que durante las jornadas más frías, según Acierto.com, se deja correr el agua lo que se traduce en un consumo de agua extra de entre 20-40 litros más. También el gasto en gasolina se disparó entre un 10% y 15% más cuando las temperaturas se acercaban a los 0ºC, puesto que el motor necesita más tiempo para calentarse y mayor inyección de combustible, además del mayor uso de la calefacción.

Sin embargo, el informe recomienda una serie de comportamientos que podrían traducirse en un ahorro de entre el 10% y 40%, además de limitar el efecto de un mayor consumo sobre el medio ambiente. En primer lugar, según el portal online, «lo ideal es mantener la casa a una temperatura constante que ronde entre los 19 y 21 grados». Por la noche, esta temperatura debería bajar hasta el entorno de los 15 y 17 grados.

El uso de un termostato inteligente también es clave para optimizar el gasto. De hecho, el cofundador de Acierto.com, Carlos Brüggemann, recuerda que hay dispositivos que se conectan al móvil por geolocalización y activan la calefacción cuando la persona se acerca a casa. Entre las recomendaciones del portal destacan revisar los radiadores, instalar doble ventana y comparar las distintas tarifas.

Moody’s advierte que los ajustes retributivos para el sector eléctrico y gasista afectarán negativamente a los ratings

Europa Press.– Moody’s ha advertido que de convertirse en leyes las medidas anunciadas por el ministro de Energía, Álvaro Nadal, para ajustar la retribución de las redes tanto de electricidad como de gas, así como de incrementar los requisitos para el cierre de plantas de carbón y nucleares, «tendrán implicaciones crediticias negativas para el sector«.

En un informe sobre la calidad crediticia de las compañías financieras en España para 2018, la agencia de calificación subraya que estas decisiones impactarían «en especial» en REE (Baa1 estable), el operador de la red eléctrica, así como en los principales operadores de plantas nucleares, que son Endesa (Baa2 estable) e Iberdrola (Baa1 positiva). Para Moody’s, «las inquietudes del Gobierno en torno a la asequibilidad de la energía han propiciado una posible carga regulatoria adicional».

Para el sector de petróleo y gas, la agencia considera que la recuperación de los precios del petróleo y los ahorros en los costes mejorarán las condiciones crediticias. Así, destaca que Repsol (Baa2 estable) se beneficiará del crecimiento de sus operaciones de exploración y producción (upstream) y de las operaciones de refinería y comercialización (downstream) «históricamente sólidas«. Asimismo, Moody’s pronostica un crecimiento real del PIB del 2,3% en España, lo que «respaldará la calidad crediticia de las empresas este año».

«Una mayor recuperación económica generalizada en sus principales mercados finales, Europa y América Latina, también beneficiará a las empresas españolas con presencia internacional», destaca la vicepresidente-senior analista de la agencia, Laura Pérez. No obstante, considera que las tensiones políticas y la normalización de la política monetaria seguirán siendo «factores relevantes» desde el punto de vista del crédito que afectarán a la mayoría de sectores corporativos.

A este respecto, el escenario central de Moody’s es que Cataluña seguirá formando parte de España. No obstante, las tensiones políticas y la incertidumbre «probablemente pesarán en el sentimiento económico y el gasto del consumidor y, por tanto, limitarán la demanda, lo cual conlleva implicaciones crediticias negativas para las empresas españolas», añade la agencia. Por otra parte, señala que la política monetaria seguirá siendo favorable y los bajos spreads de crédito respaldarán el coste de financiación y refinanciación de las empresas en 2018. Por ello, cree que la subida de los tipos de interés producirá un aumento inmediato del coste marginal de la deuda en el momento de la emisión.

Gas Natural Fenosa gana 1.360 millones en 2017, un 1% más, y abre una nueva etapa con Francisco Reynés (Abertis)

Europa Press.- Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 1.360 millones de euros en 2017, lo que supone un incremento del 1% respecto al año anterior, cumpliendo el plan estratégico. El resultado bruto de explotación (Ebitda) alcanzó los 3.915 millones de euros, con un descenso del 16,1% respecto a 2016, una vez reexpresado por la discontinuidad de los negocios de distribución y comercialización de gas en Italia, distribución de gas en Colombia, distribución eléctrica en Moldavia y generación eléctrica en Kenia.

Además, Gas Natural Fenosa ha anunciado el relevo en su cúpula directiva con el nombramiento de Francisco Reynés como nuevo presidente ejecutivo, sustituyendo en la presidencia a Isidro Fainé y con la salida de Rafael Villaseca como consejero delegado. Asimismo, la compañía energética lanzó un nuevo plan de eficiencias para el periodo 2018-2020, lo que ha supuesto unos costes de captura no recurrentes en 2017 de 110 millones de euros.

Sin considerar dicho efecto, así como el impacto de Electricaribe, filial en Colombia intervenida por el Gobierno del país, la disminución del Ebitda sería de 8,8%, según ha comunicado la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Dicha disminución se concentra en el negocio de electricidad en España, cuya evolución se vio afectada por factores climatológicos, con una contracción de la producción hidráulica para Gas Natural Fenosa del 71,4%. Asimismo, el Ebitda de la actividad internacional representó un 48,5% del total, mientras que el 51,5% restante correspondió a las actividades en España.

La energética, que tiene previsto presentar próximamente su nuevo plan estratégico con visión a 2020, llevó a cabo una revisión estratégica en 2017 de su cartera de negocios que supuso unas desinversiones con un precio de venta total de 2.741 millones de euros y unas plusvalías de más de 540 millones de euros a materializar entre diciembre de 2017 y el primer trimestre de 2018.

Entre estas ventas destacaron la de su negocio de distribución de gas en Italia, el acuerdo con Brookfield Infraestructura para hacerse con la participación del 59,1% en Gas Natural SA ESP o la compra de una participación del 20% en la sociedad titular de los activos de distribución de gas natural en España por Allianz Capital Partners (ACP) y Canada Pension Plan Investment Board (CPPIB). Asimismo, la compañía indicó que, dentro de su estrategia de revisión y optimización de su cartera de negocios, ha decidido emprender unos procesos competitivos de venta para sus negocios de distribución eléctrica en Moldavia y generación de electricidad en Kenia.

En lo que respecta a las inversiones del grupo, ascendieron a 1.782 millones de euros en 2017, con una caída del 29,2% debido principalmente a que en 2016 se registró la contratación de dos nuevos buques metaneros en régimen de arrendamiento financiero y la adquisición de nuevos puntos de suministro del GLP. Por ámbito geográfico, las inversiones de la energética en el exterior representaron el 54%, mientras que en España bajaron su contribución al 46%.

Por otra parte, el consejo de administración de la compañía elevará a la junta general de accionistas una propuesta de dividendo de 1.001 millones de euros con cargo a 2017, manteniendo así su apuesta de un dividendo mínimo de 1 euro por acción y que representa un pay out del 73,6%. El pasado 27 de septiembre se pagó íntegramente en efectivo un dividendo a cuenta del ejercicio 2017 de 0,33 euros por acción. El dividendo complementario de 0,67 euros por acción se pagará en efectivo el próximo mes de junio.

Forties, el mayor oleoducto de Reino Unido, interrumpe el suministro por segunda vez en dos meses

Europa Press.- Forties, el mayor oleoducto de petróleo del Mar del Norte de Reino Unido, interrumpió el suministro por segunda vez en apenas dos meses, según explicó el operador Ineos, que aumenta así las preocupaciones sobre la estabilidad de la infraestructura. «Ineos confirma el cierre de una válvula de control de alimentación en la instalación Kinneil. Los sistemas de seguridad automatizados funcionaron como se esperaba para cerrar de manera segura el sistema principal de tuberías», indicó el operador del oleoducto Forties.

Ya está operativo de nuevo

No obstante, la compañía, que cerró la compra a BP de la infraestructura el 31 de octubre de 2017, indicó que el problema ya había sido identificado y volvió a poner en marcha la instalación. Esta tubería, que bombea alrededor de 450.000 barriles de crudo al día, suspendió su servicio también a mediados de diciembre durante unas tres semanas después de que se descubriera una grieta en su infraestructura. Tras conocerse el cierre de la tubería, los precios del petróleo llegaron a subir cerca de un 1%. No obstante, los datos sobre inventarios de crudo estadounidense mostrados por el Departamento de Energía hicieron que su cotización borrara todas las ganancias.

Concretamente, el petróleo Brent caía hasta situarse sobre la cota de los 65 dólares por barril, un nivel que no tocaba desde finales de diciembre de 2017. De su lado, el Texas caía hasta cotizar sobre los 61 dólares, con lo que igualaba mínimos de inicios de 2018. Asimismo, los inventarios de crudo en Estados Unidos aumentaron en 1,9 millones de barriles, al tiempo que la producción nacional de crudo llegó a casi 10,25 millones de barriles, superando el récord anterior de 10,04 millones de barriles diarios, establecido en 1970.

Las nuevas comercializadoras eléctricas elevaron al 6,7% su cuota de mercado en 2017, según Fintonic, frente al 4,8% de 2016

Europa Press.- Las nuevas compañías comercializadoras cerraron 2017 con una cuota del 6,7% del mercado eléctrico, lo que supone un incremento de 1,9 puntos porcentuales con respecto al año anterior, según concluye un estudio de Fintonic sobre el consumo de energía en España durante el último año. El informe, elaborado a partir de datos anónimos de 40.000 usuarios de la aplicación, también recoge que estas comercializadoras facturaron un 5,2% del mercado eléctrico, frente al 3,9% del 2016.

Holaluz y Podo, con aumentos de 0,5 y 0,2 puntos porcentuales, respectivamente, fueron las que más crecieron. Iberdrola, Endesa y Gas Natural se mantienen como líderes, con una cuota de mercado del 84,5%. No obstante, estas registraron un descenso respecto al año anterior de 2,3 puntos porcentuales. En el caso de las nuevas comercializadoras de energía, su presencia fue especialmente significativa en regiones como Navarra, donde alcanzaron una cuota de mercado de hasta el 10%. Cataluña y Galicia registraron una presencia con cuotas cercanas al 7%. Finalmente, según datos de los usuarios de Fintonic, el consumo de electricidad en 2017 supuso de media 1.262 euros.

Fenie respalda la desregulación del gestor de cargas propuesta por el Gobierno

Europa Press.- Fenie ha mostrado su respaldo a la propuesta del Ministerio de Energía de facilitar la instalación de postes de recarga y desregular la figura del gestor de carga. La asociación apoya la propuesta ministerial y añade que si se quiere desregular, total o parcialmente, la figura del gestor de cargas, «además de actuar sobre el real decreto que lo regula, se debería modificar la Ley del sector eléctrico».

Fenie ya trasladó al Gobierno la necesidad de crear un escenario «de promoción real de instalación de la infraestructura de recarga del vehículo eléctrico». Así, considera que la infraestructura de recarga del vehículo eléctrico ha de adaptarse, exclusivamente, al reglamento electrotécnico de baja tensión y, de esta forma, «el usuario recargar su vehículo eléctrico en condiciones seguras, sin necesidad de incrementar los trámites para disponer de un punto totalmente legalizado».

APPA ve “desafortunado” el concepto de impuesto al sol puesto que transmite que los cargos establecidos hacen inviable al autoconsumo

Europa Press.- APPA Renovables ha lanzado una sección de Autoconsumo, que agrupa a 8 empresas fundadoras y busca conseguir mejoras en la regulación y «desmitificar ideas preconcebidas para que el autoconsumo se desarrolle correctamente en España«. En concreto, esta nueva sección de APPA Renovables cuenta como socios fundadores con las compañías Ampere Energy, Bornay, Contigo Energía, GAMO Energías, GFM Fotovoltaica, Grupo JAB, Nexus Energía y Yingli Solar.

La asociación indicó que APPA Autoconsumo busca «huir de una confrontación política que se ha trasladado a la sociedad, dañando la imagen de esta modalidad de generación renovable». El director general de APPA Renovables, José María González Moya, señaló que «el desafortunado término impuesto al sol ha trasladado a la opinión pública que el autoconsumo no es viable y esto ha perjudicado sustancialmente su desarrollo«.

El déficit eléctrico provisional de 2017 asciende a 1.234 millones de euros hasta noviembre, 453,9 millones menos de lo previsto

Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico en el 2017, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son mayores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.233,9 millones de euros en los once primeros meses del año, 453,9 millones menos de lo previsto, según indicó la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El consumo registrado en la liquidación ascendió a 205.833 gigavatios hora (GWh), un 2% superior al valor promedio observado en años anteriores; mientras que los ingresos por peajes de acceso y cargos de consumidores (11.770,0 millones de euros) fueron un 0,6% superiores al valor promedio histórico. Por el contrario, los ingresos registrados por peajes de acceso de generadores resultaron un 1,3% inferiores (1,4 millones de euros) al valor promedio histórico.

En lo que se refiere a los costes regulados, fueron 359,1 millones de euros inferiores a los previstos, debido, principalmente, a unos menores costes de la retribución adicional y específica de los sistemas extrapeninsulares. Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, el coeficiente de cobertura registrado en la liquidación se situó en un 90,771%, frente al 88,036% en la anterior, y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación. Así, la cantidad a pagar a cuenta a los productores en la liquidación asciende a 685,116 millones de euros, antes de IVA o equivalente.

En cuanto a las renovables, en la liquidación del pasado mes de noviembre, la CNMC ha gestionado la liquidación de 63.605 instalaciones del total de las inscritas en el Registro de Régimen Retributivo Específico del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, y que tienen derecho a retribución específica. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada desde enero y hasta el pasado 30 de noviembre con cargo a las liquidaciones de las actividades reguladas del sector eléctrico se elevó hasta los 6.531,24 millones euros, antes de IVA o impuesto equivalente.

En cuanto al sector gasista, el déficit registrado a cierre de noviembre fue de 434 millones de euros, frente a los 482 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior. Así, teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se tiene un índice de cobertura del 82,6% de la retribución acreditada. Como consecuencia de la sentencia del Constitucional sobre el almacenamiento del Castor, se han paralizado los pagos destinados a materializar el derecho de cobro (6,7 millones mensuales).

El total de ingresos declarados por las empresas al sistema de liquidaciones por facturación de tarifas, peajes y cánones ascendió a 2.298 millones de euros, un 3,2% más que en el mismo periodo del ejercicio anterior, destacando el incremento del 30% de los ingresos por peaje de regasificación y del 16% por reserva de capacidad. Mientras, los costes liquidables del sistema ascendieron a 41 millones de euros, un 25,5% superiores a los del mismo periodo del ejercicio anterior debido principalmente al aumento del coste de adquisición del gas de operación en el Mercado Organizado de Gas (Mibgas). Por tanto, teniendo en cuenta los ingresos existentes, se han obtenido unos ingresos netos declarados de 2.257 millones de euros, indicó la CNMC.

La retribución total fija acreditada a las empresas asciende a 2.462 millones de euros. Esta cifra incluye las retribuciones aprobadas en la Orden ETU/1977/2016, habiéndose descontado la retribución por operación y mantenimiento del almacenamiento subterráneo Castor, afectada por la sentencia del Tribunal Constitucional y las aprobadas mediante resoluciones de la DGPEM en el 2017. La demanda nacional de gas en 2017 facturada hasta noviembre, ascendió a 278,5 teravaios hora (TWh). Esta cantidad es 8,7 TWh superior a la del mismo periodo de 2016, lo que supone un aumento del 3,2%.

Fijar precios altos para el carbono dispararía la desinversión en combustibles fósiles y la reducción de emisiones de CO2

Europa Press.- La fijación de precios sustancialmente altos para el carbono impulsaría significativamente la reducción de emisiones de CO2, al disparar así la desinversión en combustibles fósiles, según un equipo de economistas próximos al sector energético. Según expertos, se temía que se produjese una paradoja verde tras los acuerdos de París, pues con la anticipación de fuertes políticas de reducción de CO2, los propietarios de combustibles fósiles podrían acelerar su extracción de recursos para maximizar las ganancias, aumentado así las emisiones de CO2.

Sin embargo, y al mismo tiempo, otro efecto acarrearía que los inversores podrían dejar de invertir su dinero en plantas generadoras de carbono, ya que pueden esperar que sus activos se estanquen. El estudio elaborado por estos economistas, que por primera vez investiga ambos efectos de manera conjunta, revela que esta desinversión sí podría superar esta paradoja verde pero sólo si se anunciaran de manera creíble precios altos del carbono.

«Las fuertes políticas climáticas futuras pueden reducir las emisiones incluso antes de que entren en vigor si se anuncian de manera creíble», afirma el autor principal, Nico Bauer, del Instituto Potsdam de Investigación del Impacto Climático (PIK), en Alemania. Si bien el Acuerdo de París es débil en ambiciones políticas a corto plazo, con cerca de 200 países que se comprometen a limitar el aumento de la temperatura a menos de 2 grados centígrados en comparación con los niveles preindustriales, se requerirán políticas climáticas fuertes en el futuro para reducir las emisiones a largo plazo.

«Encontramos que 10 años antes de que se introduzcan realmente las políticas de fijación de precios del carbono, los inversores comienzan a sacar su dinero del sector energético del carbón. Rehúyen invertir en centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles ya que se dan cuenta de que la vida útil de estas plantas se verá reducida por la política climática futura. Descubrimos que esta desinversión reduce las emisiones entre un 5% y un 20%, dependiendo de la fortaleza de la política climática, ya en el tiempo anterior a la implementación de la política climática», explica Bauer.

El carbón es particularmente susceptible a los precios del carbono. «Agregar un precio del carbono de 20 dólares estadounidenses por tonelada de CO2 duplica el coste del uso del carbón», destaca Christophe McGlade, del University College London (UCL), en Reino Unido, y la Agencia Internacional de la Energía (IEA). «Los inversores del sector energético ven que las plantas de carbón no serán competitivas con los precios del carbono y, por lo tanto, cambiarán sus carteras hacia fuentes de electricidad con bajas emisiones de carbono«, apunta.

Mejor adoptar medidas cuanto antes

Según indica McGlade, el petróleo es «mucho menos sensible a los precios del carbono». «Aunque descubrimos que el efecto paradoja verde puede surgir en los mercados petroleros, con los principales propietarios de recursos petroleros impulsando la producción por temor a que sus recursos se queden encallados, es probable que sea mucho más pequeño que el efecto de desinversión que reduce el uso de carbón», añade.

Comúnmente, se emplean simulaciones informáticas de la dinámica futura de los mercados de energía para investigar los efectos económicos de las políticas. «Realizamos nuestras simulaciones con una variedad de niveles de precios de CO2, alcanzando constantemente entre 25 y 300 dólares estadounidenses por tonelada de CO2 para 2050, con un escenario medio que alcanza los 100 dólares estadounidenses. Estos impuestos se introdujeron con una serie de demoras diferentes para representar varios grados de rigor y credibilidad de la política climática y ver cómo reaccionan los mercados de combustibles fósiles en anticipación de tales políticas climáticas», relata Jérôme Hilaire de PIK.

Este experto subraya que esto sirve para darse cuenta de las incertidumbres, pero el efecto de desinversión prevalece sobre el efecto paradoja verde en casi todos los casos fiscales investigados, independientemente de la demora en la implementación y, por lo tanto, disminuye las emisiones globales. Sólo si el precio del CO2 comienza muy tarde, por ejemplo, antes de 2050 a un nivel muy bajo, la anticipación de las fuerzas del mercado conduce a un aumento en las emisiones de CO2 en lugar de una disminución».

«Nuestros resultados dependen de algunas suposiciones cruciales: que los responsables políticos pueden comprometerse a introducir políticas climáticas sólidas en varios años en el futuro, que el precio del carbono es uniforme en todas las regiones, que los inversionistas creen que los responsables políticos harán lo que dicen que harán; que los inversores son astutos en la adaptación de sus estrategias de inversión en consecuencia», apunta Paul Ekins, de UCL, también perteneciente al Panel de Alto Nivel de la Comisión de Descarbonización de la Unión Europea.

Si se introdujeran diferentes regulaciones de precios de CO2 a distintos precios en varios países, aunque algunas instalaciones de producción intensivas en emisiones se moverían de lugares de alta regulación a aquellos con estándares bajos, este efecto es limitado. «Los esquemas de fijación de precios de emisiones de CO2 están emergiendo en China, la Unión Europea se encuentra actualmente en el proceso de arreglar su esquema comercial, y los precios del CO2 están vigentes en Reino Unido, Chile, Canadá e, incluso, en California», señala Ekins.

El experto concluye que el Acuerdo de París emitió una fuerte señal de que los responsables políticos toman en serio el cambio climático y están listos y dispuestos a cumplir con las reducciones de emisiones necesarias. «Al anticipar la implementación de políticas para enfrentar el cambio climático, las fuerzas del mercado probablemente reducirán las emisiones, ayudándonos en el primer paso para lograr reducciones de emisiones profundas, siempre y cuando las señales de política sean fuertes, claras y creíbles», indicó Ekins.