Enagás gana 442 millones en 2018, un 9,8% menos pero un 1% más sin las plusvalías por GNL Quintero (Chile)

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Europa Press.- Enagás obtuvo un beneficio neto de 442,6 millones de euros en 2018, lo que representa un 9,8% menos que en 2017, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Sin tener en cuenta la plusvalía no recurrente que Enagás contabilizó en 2017 por la integración de la planta de regasificación GNL Quintero, en Chile, el beneficio de la compañía creció un 1% en 2018 en términos comparables.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la gasista retrocedió un 4,5% el año pasado, hasta los 1.060,7 millones de euros, en tanto que el resultado neto (Ebit) ascendió a 691 millones de euros, con un descenso del 5,6% sobre 2017. Los ingresos totales de Enagás bajaron un 3,1% en 2018 y se situaron en 1.342,2 millones de euros. Las inversiones efectuadas por la compañía en 2018 totalizaron 262,8 millones de euros, de los que 60 millones de euros se destinaron a España. Enagás espera subir un 5% el dividendo con cargo al ejercicio 2018, a 1,53 euros brutos por acción, tal y como marca la estrategia de la compañía.

Repsol realiza el mayor descubrimiento de gas natural en Indonesia de los últimos 18 años

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Europa Press.- Repsol ha realizado el mayor descubrimiento de gas en Indonesia de los últimos 18 años y uno de los 10 mayores hallazgos de hidrocarburos del mundo en los últimos 12 meses, según la compañía. En concreto, el pozo, denominado KBD-2X, cuenta con una estimación preliminar de, al menos, 2 billones de pies cúbicos de gas (TCF, por sus siglas en inglés) de recursos recuperables, el equivalente a 2 años del consumo de gas en España.

El descubrimiento ha sido realizado en el bloque de Sakakemang, situado en el sur de la isla de Sumatra, donde la petrolera actúa como operador con el 45% de participación, la malaya Petronas posee otro 45% y la japonesa MOECO el 10% restante. La compañía señaló que continuará en los próximos meses con los trabajos exploratorios, concretamente con la realización de un pozo de delineación del campo. Repsol colabora estrechamente con el regulador indonesio (SKK Migas) en las actividades de exploración que realiza en el país y está trabajando con las autoridades para definir los próximos pasos de este proyecto.

Indonesia es el destino principal de las inversiones en exploración de Repsol en el Sudeste asiático. El grupo cuenta con varias licencias en Sumatra y planes para llevar a cabo una intensa campaña de perforación y sísmica en el periodo 2019-2020. La estrategia de la petrolera en el área de exploración y producción (upstream) está centrada en el desarrollo de activos de gas, combustible clave en la transición energética. En concreto, el gas representa ya cerca del 75% de las reservas de la compañía y dos tercios de su producción. Entre 2007 y 2019, Repsol ha conseguido más de 50 hallazgos de hidrocarburos, de los que 10 fueron considerados entre los más grandes del mundo.

En 2017, el grupo produjo 15 millones de barriles equivalentes de petróleo en Indonesia, fundamentalmente a través del activo Corridor. Posee derechos mineros en 6 bloques, 5 de exploración y otro de producción/desarrollo. La presencia de Repsol en el país se completa fundamentalmente con el negocio de Lubricantes, con el que está presente en Indonesia desde hace 20 años, con producción local desde el 2006. Gracias al elevado crecimiento de las ventas durante los últimos 3 años, Indonesia se ha convertido en el tercer mayor mercado para los lubricantes de la compañía en el mundo.

Un consorcio liderado por Repsol se adjudica la explotación de un bloque de gas natural en Indonesia

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Europa Press.- El Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia comunicó la concesión de los derechos de explotación a un consorcio liderado por Repsol de un área de exploración de gas natural localizada en Sumatra Meridional (Indonesia). El Ejecutivo del país no ha indicado el precio del contrato ni los niveles de reservas de la explotación de gas natural.

El Ministerio también ha adjudicado otros 2 contratos en sendas áreas exploratorias localizadas en el mar de Andamán y en las inmediaciones de la isla de Maratua. El adjudicatario del primero es la petrolera estatal de Abu Dhabi, Mubadala Petroleum, mientras que el del segundo es Pertamina, una petrolera de Indonesia. Repsol está presente en Indonesia a través de su división de exploración y producción (upstream). La firma produce 40.881 barriles de crudo al día.

Migbas bate su récord histórico de negociación con más de 3,5 TWh durante el pasado enero

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Europa Press. – Mibgas, el operador del Mercado Ibérico Organizado de Gas, ha batido en enero su récord histórico de negociación, registrando el mayor volumen desde su puesta en funcionamiento en diciembre de 2015. Así, el volumen de las transacciones realizadas durante el primer mes del año superó los 3,5 teravatios hora (TWh), lo que ha supuesto la cobertura del 9,2% de la demanda nacional de gas natural.

Según el operador, si hay una comparación de resultados de enero de este año con el mismo mes del ejercicio anterior, el volumen transaccionado se ha duplicado. En este sentido, de los 1,48 TWh negociados en enero de 2018, se ha pasado a los 3,57 TWh de enero de este año.

Por otro lado, el volumen negociado respecto de la demanda nacional también aumentó, pasando del 4,2% de enero de 2018 al actual 9,2%. Además, durante el pasado mes de enero, se registraron picos puntuales de volumen negociado en los que se ha superado el 18% (el día 31) y el 14% (los días 14, 21, 25 y 28) de la demanda nacional.

Migbas, durante el pasado año 2018, multiplicó por dos el volumen de gas negociado respecto a 2017, con 24,3 TWh el año pasado frente a los 13,4 TWh del anterior. Actualmente, el operador cuenta con 85 agentes dados de alta en su plataforma.

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Expertos prevén malas expectativas para el mercado eléctrico durante el 2019

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Europa Press. – Expertos prevén que en este año 2019 se mantengan «las malas expectativas» para el mercado de la electricidad y la tendencia «alcista» en el sector gasista.

Así, durante la jornada ‘Situación actual del mercado de la energía: Estrategias de compras y costes energéticos’, el manager operations performance de la consultora Ayming, Javier Díaz, afirmó que las previsiones en el mercado eléctrico para este 2019 no son favorables, ya que se prevé un aumento o mantenimiento de los precios de los derechos de CO2, principal referente del mercado actualmente, debido a la entrada en funcionamiento de la MSR (Reserva de Estabilidad del Mercado).

Por el contrario, Díaz aseguró que «una primavera climatológicamente activa o un cambio normativo que actualice los mecanismos de fijación de precio del mercado o en su defecto una legislación que contribuya a la contención de precios, pueden hacer que la situación cambie».

Es significativo que el sector gasista, durante el 2018, estuvo marcado por una alta volatilidad del Brent, mientras que para este ejercicio prevé que el escenario más probable se sitúa en 65 dólares el barril de media, con una tendencia ligeramente alcista a lo largo del año. 

En cuanto a la profesionalización de las compras de energía, David Puentes, director de Ayming, señaló que puede ayudar a la contratación de los suministros de electricidad y gas, logrando un ahorro anual a las empresas de entre el 3% y el 8% en los costes.

 

Precio de la electricidad más bajo de Europa

España registró hace unos días el menor precio mayorista de la electricidad de los principales países europeos del entorno, con 61,04 euros por megavatio hora (MWh), impulsada por la producción récord de la eólica.

De esta manera, el precio del ‘pool’ en España se situará muy por debajo del que marcarán mercados como Reino Unido (85,5 euros por MWh), Alemania (85,8 euros por MWh) o Francia, con 85,9 euros por MWh y una punta para la jornada por encima de los 100 euros por MWh.

En este sentido, fuentes del sector han asegurado que el principal motivo para este nivel de precios en Europa es la menor producción renovable en todo el ‘Viejo Continente’ con respecto a España.

Específicamente, en España la eólica ha alcanzado una generación récord de 377 gigavatios hora (GWh) durante los últimos días de enero, representando más del 44% del total del ‘mix’ de generación, según datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) según estimaciones de Red Eléctrica de España (REE).

Así, estos niveles de precios del conocido como ‘pool’ sitúan enero, con una media hasta ahora de unos 63,5 euros por MWh, por encima de los niveles del pasado mes de diciembre, cuando el precio medio en el mercado mayorista de la electricidad fue de 61,8 euros por MWh.

Con respecto a enero del año pasado, la diferencia de precios del ‘pool’ en España es todavía mucho mayor, ya en el primer mes de 2018 el precio medio de la electricidad fue de algo menos de 50 euros por MWh.

Finalmente, cabe destacar que el precio mayorista de la electricidad tiene un peso cercano al 35% sobre el recibo final, mientras que alrededor del 40% corresponde a los peajes y cerca del 25% restante, al IVA y al Impuesto de Electricidad.

Las principales compañías eléctricas lideran los mercados liberalizados de electricidad y gas a pesar de las nuevas comercializadoras

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Europa Press.- Los 5 grandes grupos energéticos (Endesa, Iberdrola, Naturgy, EDP España y Viesgo) siguen concentrando la mayor parte de los mercados liberalizados de electricidad y gas a pesar de que han surgido en los últimos años nuevas comercializadoras, según datos del informe Comercializadores de Electricidad y Gas del Observatorio Sectorial DBK de Informa.

Así, las comercializadoras no dependientes de las cinco grandes compañías eléctricas reunieron en 2017 el 25,6% de la energía suministrada en el mercado liberalizado de electricidad, cerca de 2 puntos porcentuales menos que el porcentaje registrado en 2015.En el mercado de gas, la penetración de las comercializadoras no vinculadas a grupos de generación se situó en el 31,9% el pasado año, advirtiéndose en este caso un incremento muy relevante de su cuota de negocio, en comparación con el 19,3% en 2015, según el informe.

Además, el 90% de la electricidad y el 97,9% del gas total suministrados correspondieron en 2017 a contratos a precio libre. En 2017, el volumen de negocio generado por las empresas comercializadoras de electricidad se cifró en 32.170 millones de euros, un 2,4% más que en 2016, cuando había descendido un 6,5% como consecuencia de la caída de precios. Por su parte, impulsados por el repunte de los precios, los ingresos de las compañías de gas ascendieron a 11.410 millones de euros en 2017, lo que supuso un aumento del 13,1% respecto al año anterior.

El déficit provisional del sistema eléctrico en 2018 asciende a 1.530 millones hasta octubre, 694 millones menos de lo previsto

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Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son superiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 1.530 millones de euros hasta octubre, 694 millones menos de lo previsto, según la décima liquidación de 2018 del sector eléctrico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

No obstante, el organismo regulador presidido por José María Marín Quemada señaló que esta cifra de déficit del sector eléctrico a octubre es un 1% superior a los 1.443 millones de euros del mismo periodo del año pasado. La CNMC indicó que este resultado se debió, fundamentalmente, a una menor retribución adicional y específica de los sistemas no peninsulares en 399 millones de euros y de la actividad de distribución en 245 millones de euros.

Por otra parte, la demanda en consumo registrada en esta décima liquidación alcanzó los 187.787 gigavatios hora (Gwh), siendo un 1,5% superior al valor promedio observado en años anteriores. Esta demanda en consumo representaría el 77% de la total prevista para el ejercicio 2018, valor superior al promedio registrado en el histórico de 2015 a 2017 (76,6%). Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, que ha dado como resultado un coeficiente de cobertura del 87,33% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar ahora con cargo a la liquidación.

En cuanto a las energías renovables, se han liquidado 63.614 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. Así, la liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 hasta el pasado octubre asciende a 6.010 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente). Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el coeficiente de cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 605,843 millones de euros (antes de IVA o impuesto equivalente).

Respecto al sector gasista, el déficit provisional fue de 363 millones de euros, frente a una cifra negativa de 466 millones de euros en el mismo periodo del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 22%. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación se ha calculado un índice de cobertura del 84% de la retribución acreditada. El total de ingresos liquidables declarados ha sido de 2.188 millones de euros, un 5,4% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior debido al incremento de los peajes de transporte-distribución.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017 por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del almacén de Castor afectada por la Sentencia del Tribunal Constitucional. En esta liquidación, la retribución total acreditada a las empresas es de 2.320 millones de euros, que es un 0,3% superior a la del 2017.

La Asociación Española de Biogás (Aebig) defiende el gas renovable como solución energética de presente y futuro para la movilidad

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Europa Press.- La Asociación Española de Biogás (Aebig) ha defendido la introducción del gas renovable como solución energética de presente y futuro para la movilidad. La asociación, que agrupa a más de 20 empresas españolas del sector del gas renovable, entre las que se encuentran Nedgia y Naturgy Iberia, ha valorado el anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética «por su foco en el desarrollo de energías renovables y porque posiciona los gases renovables como vector de desarrollo de futuro».

Aebig señala que, de acuerdo con el anteproyecto de Ley, se habilita al Gobierno a aprobar mecanismos de apoyo al biometano y que permitan su inyección en la red de gas natural, que podrán ser financiados con los ingresos regulados del sector del gas natural. Por otra parte, destaca que el posicionamiento de movilidad sin emisiones directas de carbono en el ámbito de turismos y vehículos ligeros y el uso del biometano en la movilidad se contempla «como sin emisiones directas de dióxido de carbono».

El gas renovable es una energía inagotable con emisión nula de CO2 que es totalmente intercambiable por el gas natural, por lo que puede distribuirse a través de los más de 13.000 kilómetros de gasoductos de transporte que hay en España. En Europa ya existen más de 600 plantas inyectando a la red de gasoductos, mientras que en España hay una única planta en operación.

Ribera asegura que la inversión en el almacén gasista Castor estaba avalada por técnicos y ella hubiera sido «irresponsable» oponiéndose

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Europa Press.- La ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha asegurado que Castor fue una inversión avalada por 2 técnicos del Ministerio, por lo que hubiera resultado «irresponsable» por su parte oponerse al criterio técnico e, incluso, hubiera supuesto negarse a cumplir la legalidad. «Los técnicos tuvieron la cautela de introducir un sistema de seguimiento a tiempo real», explicó la ministra.

Según Ribera, este sistema funcionó, al haber alertado de los posibles riesgos que podían producirse y haber procedido a cesar el funcionamiento de la instalación. Por otro lado, Ribera ha cuestionado las «intensas» financiaciones públicas que se destinan a infraestructuras de gas, alegando que el futuro está en alternativas como las renovables y que las inversiones en fuentes de energía deben gestionarse «de otro modo».

Cataluña y el Tribunal Supremo

Por su parte, la Generalitat de Cataluña ha celebrado que el Tribunal Supremo haya sentenciado que los consumidores no tengan que pagar los costes de mantenimiento y operatividad de Castor correspondientes al 2015, según indicó la Consejería de Empresa y Conocimiento. El departamento ha explicado que el alto tribunal ha estimado un recurso presentado por Cataluña para evitar que los usuarios asumieran alrededor de 18 millones de euros de gasto generados por el almacén de gas, en referencia a los peajes y cánones de gas.

Ha indicado que la decisión del Supremo va en línea con la que tomó el Tribunal Constitucional en 2017, que también estimó un recurso de la Generalitat de Cataluña, y ha agregado que también ha impugnado las órdenes de peajes y cánones del gas que afectan a los gastos de 2016, 2017 y 2018 en la misma línea argumental que la de la sentencia actual.

El Supremo obliga a devolver los más de 17 millones percibidos por Enagás por el Castor en 2014 y 2015

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Europa Press.- El presidente de la patronal catalana Cecot, Antoni Abad, ha afirmado que el almacén subterráneo de gas Castor fue «una inversión fallida» después de conocerse la sentencia del Tribunal Supremo que ha estimado un recurso contencioso-administrativo presentado por Cecot, obligando así a la devolución a los consumidores de gas de los más de 17 millones de euros percibidos por Enagás en concepto de operación y mantenimiento del almacén subterráneo de gas durante 2014 y 2015.

El Tribunal Supremo señala que «la Administración debe obrar en consecuencia para llevar a efecto ese pronunciamiento anulatorio y, en su caso, adoptar las medidas procedentes para proceder al reintegro de las cantidades abonadas al amparo de la orden que se declara nula». A finales del año pasado, el Tribunal Constitucional ya declaró «nulos e inconstitucionales» algunos artículos del real decreto ley aprobado en 2014 que contemplaba la hibernación del Castor y en el que se reconocía la compensación de 1.350 millones de euros para la empresa promotora Escal UGS.

En concreto, el Supremo se refiere en esta nueva sentencia a los importes percibidos por Enagás por este concepto de operación y mantenimiento en 2014, durante el mes de diciembre, y en el año 2015. No obstante, el Alto Tribunal señala que siendo la devolución de las cantidades «una consecuencia natural del fallo, no procede sin embargo que haga un pronunciamiento específico en el sentido que se propugna, que no dejaría de ser hipotético, pues en el curso del proceso no ha quedado debidamente acreditado que efectivamente se hayan realizado pagos ni, por tanto, las fechas y cuantías de los que se hayan podido realizar».

Fuentes de Enagás indicaron que confían en que este tema «se resolverá con agilidad» ya que se refiere a costes auditados que corresponden a materias de seguridad. Asimismo, subrayaron que la compañía va a seguir realizando estas tareas «sí o sí, ya que se trata de un tema de seguridad y responsabilidad». En 2014, el Gobierno aprobó un real decreto ley en el que se establecía la hibernación del Castor y en el que se reconocía esa compensación para la empresa promotora, cuyo importe se decidió repercutir durante 30 años en la tarifa de gas.

La deuda por Castor, que ascendió a 1.350 millones de euros y que se abonó a la empresa promotora Escal UGS, participada por ACS, fue colocada por Enagás en 2015 a Banco Santander, Bankia y Caixabank a un tipo de interés del 4,3% y a devolver en 30 años. En su sentencia de 2017, el Constitucional no entraba en el fondo de la indemnización que recibió Escal UGS por la decisión adoptada sobre Castor, centrándose más en el fondo de cómo se hizo esa indemnización a través de la aprobación de un decreto de urgencia.

A finales de enero, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) paralizó los pagos destinados a materializar el derecho de cobro por la deuda del almacén Castor, que está en manos de Banco Santander, Bankia y Caixabank, según consta en el informe de la liquidación provisional del sector gasista correspondiente a noviembre. El regulador indicó así que, en aplicación de la sentencia del Tribunal Constitucional, los titulares de estos derechos de cobro dejaban «de ser sujetos del sistema de liquidaciones». Aún así, el reconocimiento de los pagos a Enagás por esas labores de mantenimiento y seguridad del Castor podrían incorporarse por el Gobierno en una próxima orden de peajes del sistema gasista.

«Una inversión fallida» para Cecot

Por su parte, Cecot ha indicado que Castor fue una inversión «en la que prevaleció la construcción de la infraestructura por encima de su viabilidad» y ha criticado que se haya pagado un mantenimiento cuando no se ha puesto en marcha. Ha alertado también de la afectación a la competitividad del sector industrial, que consume más del 60% de gas, ya que el incremento de costes no supondrá una mejora en los servicios de suministro. La organización empresarial interpuso un recurso en 2015 para evitar que los consumidores de gas, y en especial las empresas del sector industrial, asumieran el coste de compensación a la constructora y concesionaria de Castor.

A finales de abril de 2015, la Eurocámara instó a la Comisión Europea y al Banco Europeo de Inversiones a tomar medidas para evitar que los españoles abonaran los 1.350 millones de euros de compensaciones y en 2017 el Tribunal Constitucional avaló la medida de la Eurocámara, argumento que ha usado la patronal en las demandas de impugnación de las distintas órdenes ministeriales publicadas a partir del Decreto-ley 13/2014. También mantiene la impugnación de las órdenes para los ejercicios 2016, 2017 y 2018 y espera que las sentencias también sean favorables y significaría que se debería reintegrar una cuantía de unos 200 millones de euros.

Cecot ha recordado que hay un estudio del INE, llamado Panorámica Industrial, que ha apuntado quea partir de 2016 el coste del Castor está perjudicando la continuidad de sectores como la industria extractiva, la manufacturera española y la química, entre otros, teniendo en cuenta que España es lo de los países de la Unión Europea con la energía más cara. El consumo de gas energético en la industria extractiva y manufacturera española es del 28%, mientras que en la química puede alcanzar el 43%.