El recibo de la luz apunta a subidas en las próximas semanas pese al buen momento de los embalses

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Europa Press.- El recibo de la luz está a punto de interrumpir el abaratamiento del 19% que acumula en lo que va de año y se prepara para iniciar previsiblemente en las próximas semanas un cambio de tendencia que se irá consolidando conforme avance el año, según datos de los mercados a plazo.

El inicio de las subidas en las próximas semanas se producirá a pesar de que los embalses superan el 75% de su capacidad y se encuentran no solo por encima de los niveles de 2015, sino también de la media del decenio. En las cuencas del Duero, Tajo y Sil se han tenido que realizar desembalses por el exceso de capacidad. El recurso hidráulico, que las compañías eléctricas pueden utilizar con criterios de oportunidad económica, es uno de los elementos que contribuyen a las bajadas del recibo en los últimos meses, junto a la abundancia de viento, cuyo efecto sobre el mercado mayorista es inmediato.

Los precios futuros publicados por el operador ibérico Omip para las próximas semanas apuntan a entre 30 y 39 euros por megavatio hora (MWh), así como a una media de 39,76 euros en junio, lo que situará, de conformarse esta tendencia, en unos 30 euros la media del segundo trimestre. Este nivel es parecido a los 30,61 euros de media con que se cerró el primer trimestre, si bien responde a que en abril y en la primera quincena de mayo los precios han continuado bajando, hasta el entorno de los 24 euros, de modo que será a partir de las próximas semanas cuando se produzca el cambio de tendencia.

El coste de lo que cuesta la electricidad, que tiene un peso cercano al 37% sobre el recibo final de la luz, apunta a los 44,1 euros en el tercer trimestre, que será el más caro del año, con un nivel un 44% superior al primero en términos de mercado mayorista. Para el cuarto trimestre, se espera una media de 42,7 euros. De confirmarse estas previsiones del mercado, se habrá roto una racha de varios meses de fuertes bajadas en el recibo de la luz. La rebaja interanual del 19,4% es fruto de abaratamientos del 3,1% en abril, del 0,4% en marzo, del 6,5% en febrero y del 10,6% en enero, según datos del INE.

Todos los costes de acceso, en juego en Europa

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A propósito de la investigación de Competencia de la Unión Europea, decíamos ayer, una de las cuestiones que más han sorprendido a estas autoridades comunitarias es el volumen de las mismas y, a la vez, la carencia de estudios de demanda que avalasen estos incentivos. Aplicado a nuestro país el problema es que, con la sobreoferta existente de capacidad de generación y con la caída de demanda acumulada en los últimos años, aún no recuperada, desde las autoridades comunitarias no se aprecia justificación de su necesidad.

En el caso español, esto cobra especial relevancia en la medida en que se computa dentro del recibo de la luz en forma de costes de acceso, de forma que este apartado creció exponencialmente respecto a la evolución del coste de la energía consumida. Ya hay campañas en la red evidenciando tal desproporción. Cada estratagema de solución a problemas pasados genera nuevos problemas y éste es uno que se está larvando. Son varios los aprendizajes a extraer de esta situación:

En primer lugar, esta investigación respecto a los conceptos incluidos en los costes de acceso es algo que se veía venir y sobre lo que ya se había advertido en numerosas ocasiones y por numerosas voces expertas. Otra cosa es la voluntad férrea y marcada de no darnos por enterados de las malas noticias, o incluso de la ley de la gravedad si se diera el caso, habilidad que en España permite mirar hacia otro lado en lo que se refiere a las condiciones de competencia y el derecho comunitario.

Además, por su inclusión en la tarifa en forma de cuña gubernamental, el volumen de la misma es enorme para el consumidor español doméstico, empresarial e industrial. Por muy sofisticados que sean los sistemas de los que se han servido los sucesivos gobiernos para articular estas ayudas, su cuantía ha perdido cualquier relación con la realidad, la comparación y la necesidad. Aunque se adjudique mediante una subasta, si lo que se subasta no tiene correlato con su necesidad, es una cuestión que tarde o temprano se evidencia por si sola.

En segundo lugar, existe un consenso tácito entre nuestros políticos en el que se diluye la percepción de ayuda de Estado o de subvención en estos mecanismos, sin entrar en una valoración objetiva de los mismos. Por desconocimiento, por aquiescencia política o simplemente por evitarse problemas de opinión pública en la esfera representativa o deliberativa. La ortodoxia económica se ha perdido en el maremágnum de las declaraciones respecto de lo que se quiere oír. ¿Se imaginan al parlamento español interino votando en contra de estas tres figuras (ayudas al carbón, pagos por capacidad y pagos de interrumpibilidad) por ser ayudas de Estado, de forma semejante a las iniciativas que se están llevando contra la energía nuclear, el fracking o Garoña?

En tercer lugar, existe otro consenso, el consenso social, alrededor de estas ayudas y sus “finalidades”. Incluso los propios consumidores domésticos tienen una postura pública ausente, es decir, de mirar para otro lado aunque se sufraguen desde el recibo, dado que prefieren la vía de la intervención final administrativa en los precios que la ortodoxia basada en la formación de los mismos a través del mercado y, de forma aditiva, con los elementos que se incluyen en los peajes. Los consumidores y su representación son tolerantes a las subvenciones y los subsidios cruzados que encierran.

En efecto, existe un ambiente social que es propicio a estos mecanismos y ayudas, aunque suponga una factura del suministro más alta, plato de la balanza que se oculta. Que prefiere acudir a la demagogia y a la crítica de grano gordo a los precios eléctricos, tensionar los enfrentamientos antiempresariales que son de mucha más fácil venta, cuestionar el mercado mayorista o recurrir a la sempiterna cantinela de los windfall profits de los retroprogresivos, que atacar el problema, principal en términos cuantitativos, que es la cuña gubernamental incluida en los costes de acceso, criticando las subvenciones o sobreinversiones aunque sea lo sustancial por volumen. Evidentemente en una cultura económica y política como la española tan esquemática, eso no es sexy.

En cuarto lugar, todo procede del fracaso de una liberalización fallida e incompleta, que debería haber partido de la limpieza del recibo de esos costes; en ese caso, probablemente, los precios de la energía para los consumidores domésticos, empresariales e  industriales, necesitados de competitividad, serían otros. Toda cuestión que sea considerada como subvención o como decisión política deberían cargarse en los Presupuestos Generales del Estado.

Adenda. Queda por saber qué ocurre y qué consideran las autoridades de competencia europeas, respecto de la “pieza separada” de los pasados modelos retributivos de las tecnologías renovables en régimen especial, claramente desbordados, exagerados y desproporcionados en ciertas tecnologías, pero cuya alteración en la denominada reforma eléctrica tiene efectos sobre la seguridad jurídica y la retroactividad en las inversiones en el Reino de España. El Gobierno español, por mano del Ministerio de Industria en la etapa Soria, intentó conseguir una declaración semejante, es decir, que fueran considerados como ayuda de Estado, como parapeto contra los arbitrajes y conflictos judiciales abiertos. Lo que está claro es que tenemos mucho en juego en este títere. Casi todos los costes de acceso. Veremos.

El recibo de la luz baja un 15% con respecto al año pasado pese a subir levemente en marzo

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Redacción / Agencias.- El coste de producción de la electricidad en España se ha encarecido levemente durante el mes de marzo con respecto a febrero puesto que, pese a que han continuado los fuertes vientos y la lluvia, se observa una subida en el recibo eléctrico de los hogares acogidos a la tarifa regulada, el llamado Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), de alrededor del 0,38% con respecto a febrero y un descuento que se eleva al 15,1% en comparación con marzo de 2015.

Concretamente, el precio de la electricidad en España en marzo se incrementó un 1% en comparación con la media de febrero, según los datos del pool eléctrico del operador del mercado OMIE. De esta manera, el recibo rompe con dos meses a la baja. El coste de la electricidad ha pasado de 27,5 euros por megavatio hora (MWh) en febrero, a incrementarse hasta los 27,78 euros por MWh en marzo. Dado que el componente de la energía supone en torno a un 37,5% del recibo de la luz, cuyo restante se forma con los impuestos y los peajes, este descenso del precio de la electricidad tiene un impacto al alza en la factura del 0,38%.

Si se compara el dato de este mes de marzo con el del mismo mes del 2015, el precio de la electricidad se ha reducido un 35,6% ya que entonces se situó en 43,11 euros por MWh, lo que supone en el recibo una bajada del 13,35%. A esta rebaja se debe sumar el impacto del descenso del 2,8% de los peajes eléctricos con respecto al año pasado, que al trasladarse a la factura suponen una bajada adicional del 1,75%, lo que eleva el abaratamiento del recibo hasta el 15,1%.

Caída del 15% en trimestre

En lo que respecta al trimestre, el recibo de la luz registra un abaratamiento de más del 15% con respecto al mismo periodo de 2015, con lo que cierra como el trimestre más barato desde los tres primeros meses del 2014. Así, un consumidor medio ha pagado un total de 177,02 euros en los 91 días que van de 2015, frente a los 208,81 euros que destinó a la factura de la luz en el mismo periodo del ejercicio anterior, según datos recogidos a partir del simulador de la CNMC.

Mayor producción eólica e hidráulica

Esta evolución de precios corresponde a un consumidor medio similar al utilizado por el Ministerio de Industria en sus cálculos, con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y una demanda anual de 3.900 kilovatios hora (kWh), propia de una familia con dos hijos. Esta caída se debe, principalmente, al descenso registrado en el precio de la electricidad en el mercado mayorista, conocido como pool, especialmente en los dos primeros meses del año, debido, en gran medida, a la mayor presencia de la eólica y la hidráulica, gracias a los temporales de lluvia y viento. En los dos primeros meses del año, la factura acumulaba un descenso del 10% respecto al mismo periodo de 2015.

El importe de la factura está determinado, en buena parte, por la evolución de la electricidad en el mercado mayorista, que conforma el PVPC junto con los peajes de acceso, que fija el Gobierno para sufragar las actividades reguladas, como la distribución, el transporte o las renovables, y los impuestos. De acuerdo al nuevo mecanismo de formación del PVPC, el cliente paga la electricidad al precio al que cotiza en el momento del consumo siempre que se tenga contador inteligente.

El recibo de la luz sigue a la baja en marzo y se abarata un 4,5% hasta mediados de mes

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Servimedia.- La rebaja en el coste de producción de la electricidad experimentada en las dos primeras semanas de marzo como consecuencia de los fuertes vientos y la lluvia que se han producido en España supone en el recibo de la electricidad de los hogares acogidos al Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC) una bajada de alrededor del 4,5% con respecto al mes de febrero, descuento que se eleva al 18,25% en comparación con marzo de 2015.

Concretamente, el precio de la electricidad en España hasta el 14 de marzo se redujo un 12% en comparación con febrero, según datos del pool eléctrico del operador del mercado OMIE. De mantenerse esta tendencia, el recibo encadenaría tres meses a la baja. El coste de la electricidad ha pasado de 27,5 euros por megavatio hora (MWh) en febrero, a reducirse hasta los 24,2 euros por MWh en marzo. Dado que el componente de la energía supone en torno a un 37,5% del recibo de la luz, cuyo restante se forma con los impuestos y los peajes, este descenso del precio de la electricidad tendría un impacto a la baja en la factura del 4,5%.

Si se compara el dato de este mes de marzo con el de marzo del año pasado, el precio de la electricidad se ha reducido un 43,9%, ya que entonces se situó en 43,11 euros por MWh, lo que supone en el recibo una bajada del 16,5%. A esta rebaja se debe sumar el impacto del descenso del 2,8% de los peajes eléctricos con respecto al año pasado, que al trasladarse a la factura suponen una bajada adicional del 1,75%, lo que eleva el abaratamiento del recibo hasta el 18,25%.

El recibo de la luz baja un 8,1% en febrero por el temporal de lluvia y viento

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Europa Press / Servimedia.- El recibo medio de electricidad ha experimentado una bajada del 8,1% en febrero con respecto al mes anterior y suma dos meses consecutivos a la baja, tras el incremento experimentado a lo largo del pasado año, según datos recogidos a partir del simulador de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El abaratamiento en febrero es aún mayor, del 16%, si se compara este mes con el mismo de 2015.

Eso sí, hay que reseñar que para realizar un cálculo homogéneo se han tomado los 29 primeros días de enero y los 29 días de 2015 que van del 31 de enero al 28 de febrero. La fuerte bajada del recibo en febrero se produce tras la rebaja del 11% en enero y supone el segundo descenso mensual consecutivo después de que diciembre cerrara con un incremento mensual del 0,3% y el ejercicio 2015 concluyera con una subida del 5,3%. De hecho, ya en comparación con enero de 2015, se obtuvo el pasado mes un abaratamiento del recibo del 14,4%.

Baja un 24,6% el pool

La bajada de febrero se debe a la evolución a la baja de los precios en el mercado mayorista de electricidad, conocido como pool, debido a la mayor contribución de la hidráulica y eólica. En concreto, el precio medio del pool en febrero ha sido de 27,5 euros por megavatio hora (MWh), un 24,6% inferior al registrado en enero, de 36,5 euros por MWh. El mercado eléctrico había marcado una media de 52,61 euros en diciembre y de 51,7 euros en enero de 2015. Los cálculos sobre el recibo eléctrico son para un consumidor medio similar al utilizado por el Ministerio de Industria, con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y una demanda anual de 3.900 kilovatios hora (kWh).

En febrero, este consumidor medio ha pagado 54,17 euros por el recibo de la luz, frente a los 62,94 euros en enero y los 71,06 euros en diciembre. En apenas dos meses, la factura ha bajado un 26%. Los 54,17 euros de enero se pagaron a razón de 14,19 euros por el término fijo y 28,4 euros por el consumo, frente a los 34,29 euros del mes anterior. Además, el usuario medio pagó 2,18 euros por los impuestos eléctricos y 9,4 euros por el IVA.

El déficit eléctrico de 2015 alcanza los 938 millones de euros a falta de dos liquidaciones

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Redacción / Agencias.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son inferiores a los ingresos obtenidos en los peajes, se situó en 938 millones de euros hasta diciembre a falta de dos liquidaciones para completar el ejercicio, según la Comisión Nacional de los Mercados y la competencia (CNMC), que revela que los costes regulados resultaron 625 millones inferiores a lo previsto por unos menores pagos por capacidad y una menor retribución de la producción renovable.

Puesto que las liquidaciones se realizan en función de los consumos y el consumo total de un año no se conoce hasta dos meses después de haber finalizado el ejercicio, se realizarán dos liquidaciones más. Así, al cierre de todas las liquidaciones, la previsión es que el saldo arroje un superávit, como ya ocurrió el año pasado por primera vez en más de una década. El pasado año, la demanda de energía eléctrica se situó en 221.277 gigavatios hora (GWh), un 2,3% superior al valor promedio observado en años anteriores.

El coeficiente de cobertura se situó en el 93,4% en la duodécima liquidación de este año, es decir, que los agentes del sistema cobrarán ese porcentaje de los ingresos reconocidos ahora, mientras que el resto se abonará a medida que haya nuevos recursos disponibles. La normativa establece que los costes del sistema se pagan conforme a los recursos disponibles, lo que genera un cierto desfase porque los ingresos procedentes de los peajes de acceso se suelen recibir con cierto retraso.

De acuerdo a estos datos provisionales del ejercicio 2015, los costes regulados han ascendido a 16.138 millones de euros, mientras que se han ingresado 13.056 millones por peajes de acceso y 2.144 millones por otros conceptos, que se resumen en 1.859 millones por los impuestos a la generación y 284 millones por subasta de derechos de CO2. En esta liquidación no se registraron ingresos de Hacienda, fondos que la CNMC espera recibir en próximas liquidaciones.

En cuanto a energías renovables, cogeneración y residuos, la CNMC gestionó los pagos a 63.688 instalaciones que estaban activas. La liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada desde el 1 de enero hasta el 30 de diciembre de 2015 ascendió a 6.668 millones de euros, aunque la cifra a abonar a cuenta a los productores en esta liquidación se reduce hasta los 440 millones una vez aplicado el coeficiente de cobertura y descontado los pagos de más cobrados en el pasado por estas tecnologías, un requisito exigido por el cambio en la regulación.

En el sector gasista, el déficit provisional se situó en 312 millones, un 57,5% menos que en la misma liquidación del 2014. La demanda de gas en 2015 se situó en 295.085 GWh, un 4,2% más que en 2014. El número de consumidores declarado por las empresas ascendió a 7,6 millones, lo que representa un aumento anual de 62.024 consumidores.

El recibo de la luz se abarata un 10,6% en enero, según el INE

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Europa Press / Servimedia.- El recibo de la luz experimentó una bajada del 10,6% en enero con respecto al mes anterior, según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE) correspondientes a la última revisión del Índice de Precios de Consumo (IPC). Según los datos ofrecidos por el INE, la electricidad registró además un descenso del 13% si se compara el mes de enero con el mismo mes del ejercicio anterior.

Si se toman los datos del simulador de la CNMC, a partir del perfil medio de consumidor utilizado por el Ministerio de Industria con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y una demanda anual de 3.900 kilovatios hora (kWh), el recibo medio de electricidad experimentó una bajada de más del 11% en enero con respecto al mes anterior. Esta caída es aún mayor, hasta el 14,5%, si se compara con respecto a enero del año pasado. De esta manera, el recibo de la luz rompe la tendencia alcista de los últimos meses de 2015 debido al descenso en el precio de la electricidad en el mercado mayorista debido, en una parte importante, a la mayor presencia de la eólica.

Esta bajada mensual de factura de la luz llega después de que su precio se incrementara un 0,8% en 2015, aumento que contrasta con la bajada del año 2013 (-3,7%), tras las continuas subidas de los ejercicios previos, como 2012 (+12,4%), 2011 (+9,6%), 2010 (+7,9%), 2009 (+6,3%), 2008 (+10,2%), 2007 (+2,7%), 2006, (+5,2%), 2005 (+1,7%), 2004 (+1,4%) y 2003 (+1,5%).

El precio del gas natural cerró el pasado mes con una bajada del 1,6% respecto a diciembre y registra además un descenso del 15% respecto a enero de 2015. En este sentido, el precio del gas cerró el 2015 con una disminución del 15,2%, una bajada que no se producía desde el año 2009, cuando descendió un 19,7%, ya que en 2014 su precio no varió y en 2013 (+3,1%), 2012 (+8,8%), 2011 (+16,4%) y 2010 (+13,8%) cerró con subidas.

Por otro lado, el precio de los carburantes y lubricantes se redujo un 4,4% en enero, lo que supone un descenso del 7,1% con respecto a idéntico mes de 2015. Estos productos concluyeron 2015 con un descenso del 9%, con lo que encadenan dos años consecutivos en los que baja su precio tras la caída del 13,9% registrada en 2014.

El sistema eléctrico acumulará un superávit de 767 millones hasta 2021 y aumentará un 26% su potencia renovable, según Industria

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Europa Press / EFE.- El sistema eléctrico arrojará en su parte regulada un superávit de tarifa (los ingresos superarán a los costes) de 24,2 millones de euros este año y de 767 millones en el periodo acumulado entre 2016 y 2021, a razón de 154,3 millones en 2017, 162,2 millones en 2018, 159,9 millones en 2019, 121,8 millones en 2020 y 145,8 millones en 2021. Asimismo, elevará en un 26% la capacidad renovable instalada. incremento que se concentrará en las tecnologías eólica y fotovoltaica.

Estos datos forman parte de una propuesta de orden ministerial del Ministerio de Industria sobre la previsión de los ingresos y costes eléctricos entre 2016 y 2021, sobre la que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) acaba de emitir un informe. El escenario de Industria recoge un volumen de ingresos procedentes de los peajes que pagan los consumidores de 15.399 millones en 2021, un 4,4% superior a los actuales, gracias a una senda sostenida de recuperación de la demanda, que aumentará un 1% en 2016 y un 1,9% anual hasta 2021. Una previsión que podría quedarse corta ya que la CNMC estima que el consumo registrará un incremento aún mayor, del 2,1% anual para el período.

De acuerdo a la propuesta, los ingresos del sistema eléctrico bajarán un 2,7% este año y posteriormente repuntarán un 0,7% en 2017 y 2018, un 1,1% en 2019 y 2020 y un 0,8% en 2021. Los impuestos recogidos en la Ley 15/2012 permitirán ingresar además 2.704 millones este año y una cifra similar en los siguientes ejercicios, hasta 2.866 millones en 2021. Las subastas de derechos de emisiones de CO2 aportarán 450 millones al año. El sistema eléctrico registró superávit en 2014 por primera vez en más de una década, con lo que cerró un periodo de déficit persistente que acumuló una deuda cercana a los 30.000 millones de euros.

En el lado de los costes regulados, el periodo se cerrará con una cifra de 18.569 millones de euros, un 5,6% más que los 17.875 millones pronosticados para 2016. El coste del transporte eléctrico aumentará un 8%, hasta 1.904 millones, mientras que el de la distribución lo hará un 5,3%, hasta 5.351 millones. Las anualidades para responder al pago de la deuda eléctrica registrarán un leve descenso y pasarán de 2.872 millones en 2016 a 2.792 millones en 2021, al tiempo que el coste de los pagos por capacidad para incentivar la disponibilidad de centrales térmicas se reducirá de 512 millones a 377 millones, debido entre otras cosas al previsible cierre de centrales de carbón.

La propuesta recoge la instalación de 8.537 megavatios (MW) nuevos de energías renovables hasta 2021 con el propósito de cumplir los objetivos comunitarios de España hasta 2020, que pasan por lograr que el 20% del consumo final de energía proceda de fuentes renovables. Tras la primera subasta de potencia eólica y de biomasa, el coste de los incentivos a las renovables aumentará en 50 millones en 2017, y luego lo hará en 150 millones en los dos años siguientes, en 170 millones en 2020 y en 50 millones en 2021.

En total, el coste de los incentivos a las renovables y a la cogeneración habrá aumentado un 8% y ascenderá, al cierre del periodo, a 7.296 millones. Para 2016, las anteriormente conocidas como primas supondrán un coste de 6.726 millones. Este incremento del 8% permitirá elevar en un 26% la capacidad renovable instalada. Industria asegura que el incremento de megavatios se concentrará en las tecnologías eólica y fotovoltaica. Esta relación entre costes y potencia es fruto de «la madurez de las tecnologías involucradas en mayor medida en dicho crecimiento y al aprovechamiento de los menores costes de inversión aplicables mediante el actual marco retributivo de estas instalaciones y la asignación de nueva potencia mediante subastas».

Bogas (Endesa) critica que la regulación eléctrica está «inacabada» y solicita con Villaseca (Gas Natural Fenosa) una reforma del mercado

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Redacción / Agencias.- El consejero delegado de Endesa, José Bogas, considera que la regulación eléctrica está «inacabada», es «muy mala» e impide avanzar al sector, unas deficiencias que achacó a la falta de tiempo del Gobierno para completar una reforma que, según reconoció, acabó con el déficit. Bogas subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico, que sufre un «acumulación de anomalías» económicas como resultado de las «modas y manías» de las diferentes políticas energéticas y la «falta de perspectiva a largo plazo».

Según señaló, en esta reforma será prioritaria la modificación del sistema de pagos por capacidad, la modernización de la red de distribución, para adaptarse a la generación distribuida, y el mantenimiento durante su vida útil de nucleares y centrales de ciclo combinado. También ha explicado que el nuevo modelo tendrá que adaptarse al papel de las renovables, el carbón o las nucleares. Además, tenderá a desarrollar centrales más pequeñas y no vinculadas a las materias primas, es decir, a renovables.

Asimismo, consideró que el sector eléctrico tiene un papel «muy importante» dentro del camino hacia la descarbonización de la economía y que el «gran problema» es cómo se hace esa transición hacia el 100% renovable. «Una vez suscrita la COP21, a las empresas nos llevará a hacer sólo renovables», auguró. Eso sí, Bogas también se mostró partidario de aprovechar «al máximo» los sistemas de generación actuales, ya que subrayó que está «fuera de lógica el cerrar las centrales nucleares con 40 años«. Finalmente, criticó el sistema de tarifas eléctricas, donde la mitad aproximadamente «no tiene nada que ver con la tarifa y con los costes».

«El mercado ya no funciona»

También el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, ha coincidido con Bogas en que es preciso reformar el mercado. «La regulación se ha cargado el mercado y ese es un problema muy complicado que no tiene ni pies ni cabeza», añadió Villaseca. A su juicio, «el enorme problema» es que el mercado no marca precios correctos», ya que «casi la mitad de la oferta (renovables y cogeneración) entra subvencionada y en condiciones no impuestas por el mercado». Además, expresó sus «serias dudas» de que con las actuales condiciones de mercado los precios permitan el desarrollo de las energías renovables sin primas y puntualizó que seguirán necesitando «subvenciones» durante los próximos años para cumplir los objetivos comprometidos con Europa.

En cuanto al autoconsumo, Villaseca ha defendido la necesidad de que los usuarios paguen los costes de respaldo del sistema eléctrico porque la posibilidad de que el autoconsumidor cuente con un enchufe cuando la energía autoproducida no sea suficiente «no es caro, es carísimo«, y que implica redes y centrales que tienen que estar preparadas para suministrarle. De hecho, advirtió sobre la posibilidad de que se pueda generar «un agujero en el sistema como el déficit eléctrico que llegó a representar el 3% del PIB; antes de lanzar una medida hay que mirar las consecuencias».

El exsecretario de Estado de Energía, Nemesio Fernández-Cuesta, marcó como necesario poner en marcha un nuevo marco de política energética que se adapte a la necesidad de descarbonización y los avances tecnológicos, especialmente en cuestiones como las baterías, las renovables o la generación distribuida. Este cambio deberá conducir además a una modificación en el sistema de recuperación de la inversión, donde se dará mayor peso a los pagos por capacidad y de ajuste frente a las señales de mercado actuales, es decir, a un modelo donde los costes fijos tengan mayor peso que los variables.

Gas Natural Fenosa gana 1.502 millones en 2015, un 2,7% más, y logra el objetivo previsto en el plan estratégico

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Redacción / Agencias.- Gas Natural Fenosa registró un beneficio neto de 1.502 millones de euros en 2015, lo que supone un incremento del 2,7% respecto al año precedente, con lo que cumple los objetivos que reflejó en el Plan Estratégico 2013-2015. La compañía elevó el resultado bruto de explotación (Ebitda) consolidado hasta los 5.376 millones de euros, por encima de los 5.000 millones fijados en dicho plan, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

El Ebitda creció un 10,8% en términos interanuales, si bien dicho porcentaje queda en el 8,6% (5.264 millones de euros) porque la compañía ha reexpresado los estados financieros de 2014 y 2015 para reflejar el acuerdo firmado en diciembre para dividir la gasista chilena Gasco en dos sociedades, una de gas licuado del petróleo (GLP), no gestionada por Gas Natural Fenosa y otra que sí gestionará, dedicada a los negocios de gas natural. Tras dicha reexpresión, el Ebitda consolidado de la compañía se redujo en 112 millones en 2015 y en 8 millones en 2014.

Redacción / Agencias.- La compañía explicó que su crecimiento se sustenta en la solidez de los negocios regulados y en la expansión de las operaciones en Latinoamérica. La chilena Compañía General de Electricidad (CGE), que se incorporó a Gas Natural Fenosa en 2014, añadió 499 millones de euros al Ebitda consolidado de 2015. Esta aportación permitió compensar el impacto de 59 millones de la reforma gasista en España y de la desinversión del negocio de telecomunicaciones, que sumó 32 millones al Ebitda de 2014. La aportación de CGE elevó el peso de las actividades internacionales en el Ebitda de la firma hasta el 48%, frente al 44,7% de 2014. El resultado procedente de las operaciones en España (52%) reduce en consecuencia su peso.

El Ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 872 millones de euros, similar al ejercicio anterior aunque las ventas de la actividad regulada de gas en España aumentaron el 3,2% respecto de 2014, hasta los 177.391 GWh. La demanda doméstico-comercial y la industrial no presentaron desviaciones relevantes (-1,6% y -0,1%, respectivamente), mientras que la destinada a generación de electricidad creció el 106% debido a un mayor funcionamiento de los ciclos combinados. A 31 de diciembre, la compañía tenía 5.266.651 puntos de suministro (+0,8%) y la red de distribución alcanzaba los 51.016 kilómetros, un 4,3% más. El número de municipios españoles con acceso al gas natural ascendió a 1.188, tras incorporar 41 nuevos municipios en 2015.

Por su parte, el ebitda del negocio de infraestructuras de gas se elevó en 2015 hasta los 293 millones de euros, el 1,7% más, en tanto que el beneficio bruto de explotación del aprovisionamiento y comercialización de gas disminuyó un 12,6%, al situarse en 788 millones de euros, en línea con el «ajuste de precios energéticos soportado durante el año». Gas Natural Fenosa precisa, en este sentido, que la flexibilidad en la gestión de la cartera global de contratos «debiera permitir una progresiva estabilización del estrechamiento de márgenes del negocio».

Por su parte, el Ebitda de la actividad de distribución eléctrica en España aumentó el 3,8%, hasta los 607 millones de euros, con respecto a 2014, mientras que el importe neto de la cifra de negocio creció el 1,7% hasta los 838 millones de euros. La energía suministrada alcanzó los 31.992 GWh en 2015, el 1,1% más que en 2014. A cierre del ejercicio, la compañía contaba con 3.683.000 puntos de suministro, con un incremento neto anual de 9.857 puntos.

Por otro lado, el Ebitda de la actividad de electricidad en España (generación, comercialización mayorista y minorista y suministro de electricidad a PVPC) fue de 741 millones de euros, un 5,2% menos, debido fundamentalmente al diferente comportamiento de los precios del pool entre los periodos que se comparan.  La producción de energía eléctrica en España fue de 31.568 GWh, un 3,4% más que en 2014. De esa cifra, 29.468 GWh corresponden a generación tradicional (+3,5%), mientras que las renovables y cogeneración sumó 2.100 GWh (+1,1%).

La multinacional invirtió un total de 2.082 millones de euros en 2015. El principal foco inversor se situó en la actividad de distribución de gas, que aumentó el 3,8%, hasta 735 millones de euros, y representó el 41,6% del total consolidado. En España, las inversiones en distribución de gas crecieron un 29,9%. La actividad de distribución de electricidad aumentó sus inversiones un 12,9%, hasta representar el 22,8% del total, fundamentalmente por el crecimiento en España. Las inversiones en España disminuyeron un 2,7%, aunque aumentarían un 18,4% si se excluye la inversión realizada en un metanero en 2014. Por su parte, CGE representó el 12% de las inversiones, lo que conllevó un incremento del 5,5% en las inversiones en el exterior.

La compañía situó su ratio de endeudamiento en el 45,8% en diciembre frente al 48,5% del 2014, con una deuda financiera neta de 15.648 millones de euros, situada en tres veces el Ebitda, ratio también alineada con los objetivos del plan. El 96,3% de la deuda tiene vencimiento a largo plazo y su vida media es de unos 5 años. Gas Natural Fenosa contaba, a finales de 2015, con una disponibilidad de liquidez de 10.601 millones de euros, equivalentes a las obligaciones financieras de la compañía por unos 24 meses.

La compañía sigue comprometida con su «sólida» política de retribución al accionista en efectivo y destinará 933 millones a dividendos con cargo a los resultados del 2015 (0,9328 euros por acción), un 2,7% más que el ejercicio anterior. El pago del dividendo complementario, de 0,525 euros por título, se realizará en efectivo el 1 de julio. El pay-out (proporción del beneficio neto que se destina a dividendos) se situará en el 62,1%, cumpliendo el objetivo marcado en el Plan Estratégico.

Durante el período del plan estratégico, la rentabilidad total para el accionista fue del 58,4%, según Gas Natural Fenosa, que señala que aproximadamente el 38,5% de este porcentaje corresponde a la revalorización experimentada por la acción entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2015, y un 19,9% adicional por la rentabilidad del dividendo. Esta rentabilidad del 58,4% para el período se correspondería con una rentabilidad anual acumulativa del 16,6%.